Manual Practico Petrel Eclipse

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL

SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

ING: BLADIMIR CERÓN G.

ECLIPSE


INTRODUCCIÓN AL SIMULADOR ECLIPSE La familia de software Schlumberger ECLIPSE Simulation de yacimientos ofrece el conjunto más completo y robusto de la industria de soluciones numéricas para la predicción rápida y precisa del comportamiento dinámico, para todo tipo de depósitos y grados de complejidad de la estructura, la geología, los líquidos y los planes de desarrollo. El simulador que estamos usando para el desarrollo de la materia es el Eclipse blackoil o Eclipse 100 de la compañía Schlumberger. Dicho software nos proporciona las herramientas necesarias para llevar a cabo la simulación de yacimientos de petróleo negro con gran eficiencia, ahora es necesario saber porque el uso de este simulador y no otro ya que en el mercado existen diversas compañías desarrolladoras, la respuesta principal radica en que Eclipse es el más usado en el mercado y cuenta con amplia compatibilidad con otras aplicaciones de gran importancia como las geológicas, además nos suministra data confiable y se mantiene en continuo desarrollo. JUSTIFICACIÓN La simulación numérica de yacimientos es una disciplina relativamente moderna en ingeniería de yacimientos petroleros. Su potencial es enorme como herramienta de trabajo, para predecir el comportamiento de yacimientos bajo diferentes esquemas de explotación siempre y cuando se entiendan las bases sobre las que está desarrollada. Procedimiento general de simulación con Eclipse 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

Definir los objetivos claramente Recolectar y revisar los datos Construir el modelo del yacimiento Especificar los pozos en el modelo Especificar la historia de producción Realizar el cotejo histórico (cotejo de presiones y producciones) Realizar sensibilidades en el modelo para validar el cotejo Diseñar esquemas de explotación

El modelo de simulación se desarrolla como archivo de texto y es leído como un archivo. DATA también conocida como “data file” en el cual toda la información del

modelo es especificada. El archivo data se encuentra subdividido en varias secciones entre las que se encuentran: RUNSPEC, GRID, PROPS, REGIONS, SOLUTION,

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL SUMMARY, SCHEDULE. Con estas secciones el usuario puede usar comandos o Keywords para identificar data de entrada, requerir data de salida o especificar condiciones.

Para el desarrollo del modelo es indispensable tener conocimiento acerca de los comandos o Keywords a usar ya que estos serán la llave que permitirá que el programa lea y analice los datos o requerimientos que el usuario le está suministrando. El número de comandos existentes es muy amplio y es casi imposible tener conocimiento detallado de cada uno de ellos aunque con la práctica se tiende a conocer muy bien algunos que en forma general son los usados principalmente. Es por ello que es de vital importancia apoyarse en los manuales del programa los cuales serán nuestros principales amigos. El simulador posee dos principales manuales que son: el manual de referencia y el de descripción técnica, donde el de descripción técnica posee la información referente a los procedimientos que ejecuta el simulador para resolver sus procedimientos y el manual de referencia que será el guía o donde se encuentra el contenido detallado de los Keywords.

PETREL INTRODUCCIÓN

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Para poder efectuar una simulación de la producción, factor de recobro y muchos otros parámetros de un yacimiento, es necesario poseer ante todo un modelo que represente la estructura geológica en cuestión. Es decir, llevar al simulador las características del yacimiento no sólo referentes a su extensión y dimensiones sino también relacionadas con porosidad, permeabilidad y saturación de fluidos. Parámetros de vital importancia para la simulación de yacimientos. Petrel es un software de la compañía Schlumberger que se encarga, entre otras cosas, de representar la estructura geológica del yacimiento. Permite que el usuario interprete datos sísmicos, construya los modelos del yacimiento, visualiza los resultados de una posible estimulación y diseñe estrategias de explotación para maximizar la producción del yacimiento. En realidad Petrel fue diseñado para ser más que un constructor de modelos geológicos, su verdadera intención es eliminar la necesidad de utilizar muchas herramientas y ser un software que conduzca la información sísmica hasta los resultados de una simulación.

PETRÓLEO ORIGINAL EN SITIO (POES)

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL El petróleo original en sitio (POES) es el volumen inicial u original de petróleo existente en las acumulaciones naturales. DEDUCCIÓN DE LA FÓRMULA: El método volumétrico utiliza valores puntuales que mejor representen a cada uno de los parámetros geológicos que caracterizan el yacimiento. Partimos del concepto de que, en una arena, una fracción de su volumen total corresponde al volumen poroso, y a la vez, una fracción de ese volumen poroso será ocupada por cierta cantidad del fluido, en este caso, de hidrocarburo.

Por lo general se tendrá entre los datos la saturación de agua y no la de petróleo, pero en un yacimiento de agua y petróleo éstas están relacionadas.

(

)

La saturación y porosidad son adimensionales, así que el volumen del petróleo queda expresado en las mismas unidades del volumen bruto (Acre*pie). El factor 7758 permite convertir los Acre*pie en barriles, pero todas éstas son condiciones de yacimiento, así que toman el valor de barriles de yacimiento bls. (

)

Sin embargo, nos interesa cuantificar este volumen de petróleo a condiciones de superficie, llamadas condiciones normales o fiscales (14,7 psi, 60ºF), por eso la fórmula incluye el Bo que es el volumen de yacimiento, medido a condiciones de

yacimiento, que es ocupado por un barril a condiciones estándar de petróleo y su gas disuelto.


Es posible determinar el volumen de petróleo para cualquier instante particular de la producción, y según la evolución de del yacimiento el Bo va a cambiar como función de la presión. Pero para determinar el volumen inicial del petróleo, POES (petróleo original en sitio) se utiliza el Boi (factor volumétrico inicial).

(

)

Dónde: A: Área del yacimiento (acres). h: Altura del yacimiento (pies). Ф: Porosidad (fracción). Sw: Saturación de agua (fracción) βoi: Factor volumétrico inicial del petróleo (by/bn).

MODELO ESTÁTICO

El modelo estático de yacimiento es aquel que representa las propiedades de un yacimiento que no varían en función del tiempo, como es el caso de la permeabilidad, porosidad, espesor, topes, limites, fallas, ambiente de sedimentación, continuidad

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL vertical y lateral de las arenas, petrofísicas de los lentes, litología y límites de la roca, que unidos a pruebas de yacimientos (datos de presión, producción, pruebas de presión), permiten definir con mayor claridad el yacimiento.



Realización de un Modelo Estático

La construcción de un modelo de simulación es iniciada con el desarrollo del modelo estático del yacimiento en estudio, este es el encargado de representar las propiedades del medio poroso del yacimiento a partir de datos extraídos de pruebas realizadas en diferentes puntos del mismo. La construcción del modelo estático está basada en métodos geoestadísticos que integran datos cualitativos (geológicos) y cuantitativos (geofísicos y de laboratorio) con la finalidad de generar una matriz en la cual se representen los valores de cada propiedad del yacimiento en cada celda.

En términos de simulación de yacimiento podremos identificar una celda de manera visual como un volumen que forma parte del yacimiento, mientras que matemáticamente estas están representadas como la discretización de cualquiera de las propiedades del yacimiento. En general una celda va a representar un valor de una o varias propiedades.

El yacimiento está dividido en muchas celdas que pueden ser de diferentes formas y tamaños y que en conjunto serán la base fundamental para el planteamiento coherente de las ecuaciones de flujo en el medio poroso, he aquí la importancia del desarrollo de un modelo estático para la simulación.

Ahora. ¿Se puede pensar que es imposible desarrollar un modelo que represente a plenitud el medio poroso de un yacimiento determinado?, la respuesta es “Sí” ya que este puede presentar, en muchos casos, gran heterogeneidad en muchas de sus propiedades y en muchas direcciones, por esto, desde hace algún tiempo se ha empezado a manejar el concepto de la GEOESTADÍSTICA.

 GEOESTADÍSTICA

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL La geoestadística es una ciencia que aplica los conceptos estadísticos a las ciencias de la tierra. Con respecto a lo que nos compete en este artículo podemos decir que la geoestadística es la base fundamental para la generación del modelo estático de un yacimiento determinado. Esta ciencia es la encargada de generar valores en zonas donde no se tienen datos por medio de interpolaciones que pueden ser realizadas por diferentes métodos geoestadísticos, cuya utilización dependerá del comportamiento de la distribución de la propiedad estudiada en todo el volumen del yacimiento. 

MÉTODOS GEOESTADÍSTICOS

En rasgos generales hay dos métodos geoestadísticos, los determinísticos y los estocásticos. Los determinísticos son capaces de generar una solución teóricamente exacta ya que estos no arrojaran ninguna incertidumbre, estos métodos son utilizados en casos donde hay datos en abundancia y las heterogeneidades son pocas, como sabemos esto no ocurre en los yacimientos de hidrocarburos por lo tanto nos ahorraremos la explicación. Los métodos estocásticos son más conscientes y generan muchos modelos xprobables con una incertidumbre asociada para posteriormente tomar un promedio de estos. Es la tendencia en general la mayor utilización de modelos estocásticos para la simulación de yacimientos, hay otras teorías que indican lo contrario, pero en lo personal se piensa que es más recomendable tener conocimiento de las imprecisiones que se pueden presentar que desconocerlas por completo.

Entre los métodos estocásticos podemos reconocer los siguientes: o o o o o o

Descomposición LU. Bandas Rotantes. Simulación Espectral. Simulación Fractal. Promedio Móvil. Simulación Secuencial Gausiana (SSG).

La aplicación de cada método está sujeta a las heterogeneidades de la propiedad estudiada en todo el volumen del yacimiento, pero, ¿Cómo medimos estas heterogeneidades?, la respuesta son los variogramas.




VARIOGRAMAS

Los variogramas son gráficos encargados de dar una estimación de la heterogeneidad que puede tener una variable en una dirección determinada. Hay dos tipos de variogramas, el experimental y el teórico, el primero es calculado de los datos obtenidos en el campo y el segundo es una curva que se ajusta al experimental. 

Variogramas experimentales

Se denominan variogramas experimentales a aquellos que son obtenidos por estimación a partir de los datos de una muestra. En general el procedimiento consiste en cambiar el h entre dato y dato y medir como afecta esto el cálculo del variograma. Como se puede observar, la ecuación tiene una forma similar a las de varianza, por lo que se puede decir que mientras más cambie este valor con un cambio de h, más heterogéneo será el sistema estudiado. En la siguiente figura se muestra un ejemplo de los parámetros de la ecuación para dos h determinado.



Variogramas teóricos.

Una vez que se ha obtenido el variograma experimental y se ha estudiado su comportamiento, el paso siguiente es encontrar algún modelo paramétrico que ajuste adecuadamente los datos muestrales, esto es realizado por medio de variogramas teóricos. A continuación se muestras los diferentes modelos de variogramas teóricos.

Cada modelo tiene una meseta que es el máximo valor del variograma, al alcanzarse la meseta se dice que se está en el rango que es el máximo valor de h al cual se puede decir que los puntos discretizados están correlacionados, por lo tanto, un valor del rango muy pequeño conlleva a altas heterogeneidades. En muchos casos, para un h igual a cero, el variograma no da cero lo cual es un error ya que se estaría realizando un estudio continuo de la propiedad de interés, esto es llamado efecto pepita y es provocado por errores en la toma de los datos en la mayoría de los casos. A continuación se muestra un ejemplo del ajuste del variograma experimental con un variograma teórico Gausiano. Los variogramas son realizados en varias direcciones para definir adecuadamente el comportamiento de la propiedad estudiada en toda la extensión del yacimiento, en

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL caso de que se esté estudiando en un plano horizontal. Dependiendo de los resultados se utilizará un método geoestadístico u otro. Generalmente la construcción del modelo estático se realiza por medio de un preprocesador como Petrel, entre otros. Además esta parte del modelo de simulación es desarrollada en la mayoría de los casos por geólogos. En este artículo se cumplió el objetivo de dar conocimientos de aspectos básicos pero importantes sobre el tema de los modelos estáticos. En las siguientes publicaciones se iniciara con la construcción del modelo dinámico citando las ecuaciones de flujo y el procedimiento de cálculo realizado por el simulador.



DATA

 RUNSPEC (especificaciones de la corrida) Esta sección está diseñada para determinar o especificar varios componentes como la cantidad requerida de memoria RAM, también la distribución de la memoria entre los componentes de la simulación que son: pozos, datos tubulares, la malla de simulación, vectores solución, en otras palabras las dimensiones del problema. También es necesaria para la especificación de las características básicas del modelo, como es el tipo de simulador que se empleará, el título de la simulación, la fecha de inicio, el número de fases empleadas, el tamaño de la malla de simulación, el tipo de unidades que se desea emplear en la simulación, entre otras. ECLIPSE genera la simulación ejecutando las soluciones para cada unidad de la malla y consecutivamente a la siguiente unidad de modo ortogonal, por lo que requiere de rápido acceso a muchas soluciones previas, este proceso es conocido como apilamiento de las soluciones o “Solver Stack”.

 GRID (malla de simulación) La sección GRID está diseñada para proveer al simulador de la información necesaria para el cálculo del volumen poroso y de la transmisibilidad en todas las direcciones con el propósito de determinar los cálculos del flujo de fluidos. En esta sección se determina la geometría básica de la malla de simulación y propiedades de la roca, porosidad, permeabilidad absoluta, espesores netos, en cada celda. Esta información es importada de pre-procesadores como Gocad.

 Upscaling (Escalamiento) En la definición del modelo se determina las medidas de la malla de simulación y de cada bloque o celda. Una celda representa una unidad volumétrica del reservorio, esta debe tener relación con los objetivos que se desean lograr por lo que se debe tomar en cuenta la relación de escalamiento, medidas y forma de las celdas. El tipo de geometría es muy importante, ECLIPSE presenta la posibilidad de escoger de ente los siguientes tipos:

o

Corner Point: utilizado en estructuras geológicas difíciles.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL o o o

Block Centered: celdas rectangulares con horizontes paralelos y perpendiculares Radial: Utilizado para estudios en las cercanías de los pozos. PEBI (unstructured): se utiliza una malla no-estructurada en secciones falladas y donde se requiere de mayor detalle.

No siendo posible mezclar varios tipos en el mismo estudio, pero con la ayuda de la acción refinamiento es posible redefinir ciertos sectores en los cuales se puede subdividir las celdas y cambiar el tipo de geometría.

 EDIT (edición) Aunque esta sección es opcional es utilizada cuando se requiere modificar el volumen poroso, profundidad del centro de cada bloque, tansmisibilidades, difusividad y otros datos generados en la sección GRID.

 PROPS (propiedades) Esta sección está diseñada para la importación, edición y manejo de datos de los fluidos, requeridos para determinar la distribución de los mismos en el reservorio en la etapa inicial y durante el tiempo de flujo, para realizar cálculos de balance de materiales en cada celda en cada intervalo de tiempo; estos datos son: PVT, funciones de saturación (permeabilidad relativa y presión capilar) y datos de compresibilidad de la roca. o o o

Los datos PVT requeridos son: Factor Volumétrico, Viscosidad, GOR. La información de fluidos son: PVT en función de la presión, Densidad o gravedad. Información requerida de la roca es: permeabilidad relativa en función de la saturación, presión capilar en función de la saturación, compresibilidad de la roca en función de la presión.

 REGIONS (regiones)

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Esta sección es opcional pero está diseñada para dividir al reservorio en regiones de equilibrio de similares características PVT. Esta acción es realizada para la mejor caracterización del reservorio de acuerdo a variaciones zonales en las propiedades y/o para propósitos de reportes. Generalmente se asigna una región de equilibrio para cada contacto agua petróleo existente.

 SOLUTION (solución) Esta sección está diseñada para ejecutar la simulación y definir una solución inicial. Se determina las condiciones iniciales del reservorio como son: la distribución de presiones, caudales iniciales gas-petróleo o petróleo-gas para cada celda, dependencia de las propiedades de los fluidos del reservorio con respecto a la profundidad, condiciones iniciales de acuífero. La inicialización puede ser realizada de tres maneras distintas: I.

II. III.

Equilibración: el software calcula la presión y saturación inicial utilizando los datos ingresados. Como resultado se tiene un “RESTART FILE” con las condiciones iniciales determinadas para el campo y desde el cual parte el ajuste del modelo y las predicciones para el campo. Reinicio: la solución inicial es obtenida de un archivo de reinicio creado en una corrida anterior. Enumeración: el usuario es quién define de acuerdo a un amplio conocimiento del reservorio las condiciones iniciales, especificando explícitamente la solución inicial para cada celda de la malla.

Antes de la producción de un campo, los fluidos se encuentran en equilibrio hidrostático, para la recreación de esta etapa ECLIPSE requiere de datos de profundidad, contactos agua–petróleo y/o gas–petróleo y las presiones iniciales a una profundidad de referencia. Las funciones de saturación toman los datos ingresados en la sección PROPS para definir la distribución de los fluidos en el reservorio. El modelamiento de acuíferos es determinante al generar un modelo, debe ser modelado numérica y analíticamente, en la sección GRID se realiza la especificación numérica y en SOLUTION la determinación analítica. El número de acuíferos y el máximo número de celdas que están conectados son especificados en la sección RUNSPEC.

 SUMMARY (vectores resultado)

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Esta sección es opcional pero es de especial interés cuando se requiere la especificación de variables que tienen que ser escritas en el o los archivos de salida luego de cada simulación. Si no hay una sección SUMMARY, ECLIPSE no crea un archivo de resumen. Esta sección es básicamente usada para la solicitud de información definida sea por bloque, campo o pozo.

 SCHEDULE Esta es la última sección y es usada para especificar los “timesteps” o periodos de tiempo en que se dividirá la simulación. También es la sección en donde se ingresa los datos reales de presión y producción para ser comparados con los calculados por el programa. Esta sección es diseñada para ser utilizada en dos modos: o o

Ajuste Histórico Predicciones

AJUSTE HISTÓRICO - MATCH Es la etapa en la cual se procesa la información generada del simulador vs la información real del yacimiento. Su estudio y aplicación nos permite comprender y predecir el comportamiento futuro de los fluidos presentes en el reservorio.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL El ajuste histórico se realiza al especificar las mediciones de: presión, producción e inyección históricas registradas en los pozos y las mediciones obtenidas como resultado del proceso de simulación. ECLIPSE simula el comportamiento de producción, inyección y presión tomando los datos ingresados al programa (modelo estático e inicialización) y herramientas matemáticas (ecuación general de movimiento de fluidos en medios porosos.) la cual es la ecuación diferencial parcial que rige el fenómeno de flujo de fluidos en medios porosos y la cual relaciona la presión y saturación con la posición, el tiempo y las propiedades petrofísicas, esta ecuación es obtenida en base a la Ley de conservación de la masa y a la ecuación de la continuidad.

* (

)

+

* ( (

)

+

* (

)

+

)

Ecuación general de movimiento de fluidos en medios porosos.

Dónde: K; permeabilidad efectiva en cada eje respectivo. Kr; permeabilidad relativa del fluido. mf; viscosidad del fluido.

ρ; densidad del fluido. q*; caudal de inyección, si existe. Φ; porosidad de la roca. Sf; saturación del fluido.

El proceso de ajuste continúa con una serie de cambios bien sea globales (campo o reservorio) o locales (pozos) para determinar las condiciones de flujo y reproducir el historial de caudales de producción y presiones.

En el proceso de ajuste se debe realizar todas las corridas necesarias con cada uno de los cambios planeados, dependiendo de la complejidad del modelo y número de pozos éste proceso puede tomar semanas o incluso meses de dedicación. Dependiendo de este ajuste se determinará la exactitud de las predicciones. Para el ajuste histórico se recomienda seguir lineamientos generales pero no determinativos, las etapas para el ajuste del modelo se presentan a continuación:

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL 1. Ajustar la presión (campo o presión del reservorio) 2. Ajustar la relación gas petróleo, corte de agua, etc. 3. Ajustar presiones de flujo e índice de productividad. Una vez que el modelo de simulación ha sido generado, es necesario validarlo con datos de campo, para determinar si los resultados de la simulación se asemejan a los datos históricos de producción del mismo. La validación de la información generada por el simulador vs el comportamiento real de campo se la realiza al analizar y comparar los datos de: producción, inyección, presiones y movimientos de los fluidos dentro del reservorio; y propiedades como: presión, tasas de producción, relación gas-petróleo, relación agua-petróleo e información de trazadores, si está disponible.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL .



PREDICCIONES

El procedimiento de predicción es la etapa diseñada para la generación de escenarios con el fin de determinar el comportamiento futuro del reservorio. Con las corridas de simulación se predice el comportamiento del reservorio (campo o pozos) a partir del ajuste de los datos históricos. De esta manera, la simulación se convierte en una herramienta de predicción para el desarrollo del campo (perforación, work overs, mantenimiento de presión, etc). ECLIPSE se presenta por un icono en el escritorio del computador, que al ser activado es posible visualizar el recopilador o Launcher en donde se despliegan sus aplicaciones, las cuales son:

ECLIPSE Parallel ECLIPSE

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL E300 Parallel E300 FrontSim FloGrid GRID Office GRAF FloViz GridSim SCAL Schedule SimOpt Weltest PVTi VFPi PVT

El desarrollo del modelo puede ser realizado directamente con la edición y cambios realizados en archivos de texto (.txt) y ejecutados directamente desde las aplicaciones para cada acción, otra opción presentada por el software es el uso de ECLIPSE Office.


ANALISIS DEL MEJOR ESCENARIO El presente análisis está determinado en gran medida por la recuperación acumulada de petróleo. Se realiza la predicción futura del comportamiento de la producción de líquido del campo. El proceso de predicción inicia con la calibración del modelo (sintonización de pozos). Esta es necesaria para asegurarnos una continuidad en la tasa de producción, cuando se cambia de un control de caudal durante el ajuste histórico a un control de presión durante el proceso de predicción en un estudio.

Los escenarios son comparados en base al incremental comparado con el caso base. Todos los escenarios son determinados tomando en consideración la falta de energía y la rápida declinación de presión que tiene el reservorio. Los resultados de cada escenario serán comparados para determinar cuál es el mejor y recomendar las acciones que se debe realizar para aumentar la recuperación de petróleos o

Los escenarios se clasifican en cuatro grupos: o o o o

Caso Base Produccion cíclica del pozo Perforación de pozos nuevos Perforación de nuevos pozos inyectores y productores

En ECLIPSE la predicción de un escenario se realiza a partir de un archivo “RESTART” que es una copia del archivo DATA FILE del ajuste histórico, con la variante en el punto inicial de la predicción es el punto final o time step del ajuste histórico. En un nuevo archivo SCHEDULE se programa: perforación de nuevos pozos, periodos de producción, limites económicos que se realizaran en el campo y luego de ejecutar la corrida de predicción a una fecha en el futuro, se obtiene los resultados determinados en la sección SUMMARY y visualizados en las secciones RESULTS o REPORTS del escritorio ECLPISE office.


MANEJO BÁSICO DE PETREL PARA UN PROCESO DE SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

1. ¿Cómo cargar la data? En el Panel Processes se hace doble clic sobre la opción Simulation y: Define Simulation case > Advanced > Editor >

Y se abre la ventana “Keyword editor with (nombre del caso)”, donde encontramos las secciones estudiadas (RUNSPEC, GRID, EDIT, PROPS, REGIONS, SOLUTION, SUMMARY, SCHEDULTE).


Dentro de la Sección PROPS se encuentran varias Keywords con las cuales podemos hacer el ingreso de la data. Por ejemplo: 

PARA INGRESAR DATA DE ROCA.

Con “ROCK” ingresamos los datos de la roca, según los parámetros definidos dentro del manual de eclipse que podemos consultar haciendo clic derecho en la palabra en este caso “ROCK > Documentation”, donde nos aparece una ventana explicativa de cada parámetro y cómo ingresarlo.




PARA INGRESAR DATA DE FLUIDOS:

La data de fluido se la ingresa de la misma manera, en este panel de Keywords, por ejemplo encontramos en la sección PROPS, varias keywords importantes como son: DENSTITY, PVDO, entre otras, en las cuales procedemos de la manera antes indicada para tener más claridad de cada parámetro a ingresar. (Clic derecho > Documentation).




PARA INGRESAR LAS UNIDADES CON LAS QUE VAMOS A TRABAJAR

Para el ingreso de data, se debe especificar las unidades en las que vamos a ingresar la información, en este caso será en unidades de campo. Esto se puede visualizar al hacer clic en: Panel Processes > Simualtion > Define Simulation case > Advanced > Editor > “Keyword editor with (nombres del caso)” > RUNSPEC


En esta sección se halla predefinida la keyword FIELD que nos indica que la data está ingresada en unidades de campo. Otras keywords que se podría tener son: METRIC, LAB, PVT, PVT-M, siendo por ejemplo para presión:    

METRIC en [barsa] FIELD [Psia] LAB [atma] PVT-M [atma]



PARA INGRESAR DATA DE WORK OVER


Los datos de WORKOVER, como son eventos, podemos ingresarlos de la siguiente manera: Activo primero en el menú del programa, la ventana de visualización para eventos del casing por ejemplo: Window > New well section …

De manera que se abre la ventana Weill section window, misma que nos permitirá visualizar el casing para continuar con el ingreso de datos de WO.


También verificamos que: En el panel INPUT > Wells > Productores > P01 Esté activada la opción “Completions”, dentro de la cual también se activan:   

Casing 1 Perforation 1 ( Apr 01-2003) Perforation 1 (Jan 01-2015)

Y verificamos también que esté activado: Panel INPUT > Wells > Global completions > Y marcar dentro de este, las opciones “Casing” y “Perforation”.


Ahora voy al panel PROCESSES: PROCESSES > Well engineering > Well completion design


Donde aparece una barra a la derecha de la ventana de trabajo, misma que sirve para agregar un Nuevo evento, en este caso un Squeeze, y procedemos de la siguiente manera: Clic en el botón Add/edit a squeeze:

Selecciono la sección del pozo donde quiero agregar este nuevo Squeeze, y aparece una ventana para ingresar la fecha del inicio del Squeeze.


Una vez ingresado, para asegurarme que el evento se agregó, reviso en: Panel INPUT > Wells > Productores > P01 > Completions > Y verifico que a más de casing y perforation se agregó squeeze.

ANTES

DESPUÉS




PARA INGRESAR DATA DE PRODUCCIÓN:

Los datos de PRODUCCIÓN, los fijo en el panel PROCESSES de la siguiente manera:

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Panel PROCESSES > Make development strategy

La parte donde indica que fijaré mis controles para el pozo es en “Rules folder” y dentro de este fijo por ejemplo en “Reporting frecuency” que deseo tener mis datos de producción mensualmente, o los cambio según me convenga con las opciones que ofrece el programa que son:      

Anual Mensual Días Horas Minutos Segundos


Puedo variar también, si quiero por ejemplo trimestralmente, donde está el número 1, se pondría poner el número 3, que indica cada 3 meses. Si quiero un análisis semestral coloco el número 6 y la opción Months, y así tendría para ingresar la data semestralmente.

Luego de fijar mis reglas, o controles, procedo como sigue: Panel PROCESSES > Simulation > Define Simulation Case > Pestaña Advanced > botón “Editor”


Y se abre la ventana “Keyword editor with”, donde mediante el uso de las keywords puedo definir los datos de producción de la siguiente manera, en la ventana que abrimos:

Sección SCHEDULE >


Y vemos varias carpetas que contienen los datos de producción por mes a partir del 1 mayo del 2003, hasta el 1 de enero de 2015. Al abrir alguna de esas carpetas podemos ir modificando la data. Si se necesita más ayuda, podemos consultar al hacer clic derecho directamente desde la ventana sobre la palabra azul “WCONHIST” y seleccionar la opción “Definitions”, ya que esta carpeta maneja la keyword “WCONHIST” que incluye los parámetros que nos indican si es pozo productor/inyector, si está OPEN/STOP/SHUT.. Entre otros.


Dentro de este bloc de notas que se abrió puedo variar la data, es decir modificarla o agregar nueva data.



CÁLCULO DEL POES


En el panel “Processes” hacer click en “Utilities” y escoger la opción de “Volume calculation”.

→

Entonces, se despliega un cuadro en el cual se encuentra la opción “Create new”, que se refiere al nuevo caso para el cálculo de volumen, en nuestro caso es el POES.


Luego en la pestaña “Properties”→”Fluid zones”, marcar las casillas correspondientes al agua y petróleo y/o gas, y se marca previamente la casilla “oil”.

En la pestaña “General” se encuentra la porosidad como un valor constante, en el que se desmarca la casilla para que sea útil en el cálculo, como se indica:

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL En la pestaña “Oil” se ingresa los datos de saturación de agua, gas (Sw, Sg), factor volumétrico del petróleo (βo), y factor de recobro (REC). Clic en “Apply”

Una vez definidas las propiedades, ir a la pestaña “Settings” y se da clic en la casilla “STO IIP (in oil)”, y finalmente dar clic en “RUN”, “OK” y “Apply”.


Entonces se despliega un cuadro con los resultados del POES y los obtenidos en el proceso del cálculo del POES, tal como se muestra a continuación:




¿CÓMO CREAR UN NUEVO CASO DE SIMULACIÓN?

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Panel PROCESSES > Simulation > Define Simulation Case

Selecciono “Create New” e ingreso el nombre del Nuevo caso. Hay que tener cuidado en no ingresar nombres con espacios con la barra espaciadora, para eso se prefiere el guión bajo “_”. Por ejemplo: Caso_Nuevo. ---->Este sí acepta. Caso Nuevo. ----> Este no acepta. Clic en el botón “Export”


Y para corroborar que el caso se agregó, en el panel CASES verificó que éste se haya aumentado.


Vale acotar que el caso nuevo que uno crea, por ejemplo “caso_prueba” se carga/crea con la misma información que el último caso que se tenía. Entonces, en el panel PROCESSES > Simulation > Make development strategy.


En esta ventana que se abre, creamos una nueva estrategia para el caso que acabamos de crear, y de esta manera poder modificar los parámetros establecidos, ya que al momento de crearse se creó con la estrategia del caso anterior definido como en este caso, el “caso_prueba”.

MODELO ESTÁTICO

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Incluye lo que es grilla y asignación de propiedades a los bloques de la grilla.



PARA CREAR UNA GRILLA

Panel PROCESSES > Utilities > Make simple grid

Activo la opción Create new, en caso que no esté activada. Ingreso un nuevo nombre de la grid a crear, por ejemplo “GRID_EJEMPLO”, en donde voy a armar la estructura. Para eso en la pestaña “Input data” tengo dos opciones:

 

Skeleton only Insert surfaces

Donde sí empleo Insert surfaces tengo que ir al panel Input > Superficies; donde encuentro los archivos Tope.dat y Base.dat, en este caso selecciono por ejemplo

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Tope.dat, y con el botón Append ítem in the table, agrego esta superficie para que en base a la misma se cree la grilla.

La siguiente opción es que el usuario pueda crear y dimensionar él mismo la grid, donde puedo ingresar el Top limit sea importado del archivo Tope.dat, o ingreso numéricamente; e ingreso el Base limit sea importado del archivo Base.dat, o ingreso numéricamente. El archivo Tope.dat y el archivo Base.dat son proporcionados por el programa ya que son puestos por default al tener activadas las opciones “Surface”, si deseo ingresar numéricamente activo “Constant” en donde se lee “Surface”.


Al crear el “Skeleton”, es decir la malla, la grid, para comprobar que se creó debe aparecer en el panel MODELS > New Model.


ANTES

DESPUÉS

Todo lo que el usuario crea dentro del programa aparece en MODELS. Todo lo que el usuario importa aparece en INPUT.

Para asignar las propiedades petrofísicas dentro de la malla, varío con las keywords, mismas que ya se explicó cómo ingresar a dónde están estas, es decir en la sección GRID. Suele observarse que existen columnas de información de acuerdo si la característica va a ser específico para cada una de las celdas, o en general un mismo valor de la propiedad para todas las celdas.


FOTO DE LA KEYWORD PORO DEL EJEMPLO DE LAS VARIAS COLUMNAS.



PARA VISUALIZAR UNA GRILLA:

Damos click en Model > New Model > Sim Una vez ahí podemos visualizar nuestra grilla en:  

New 2D window New 3D window


Seleccionada la ventana para mostrar la grilla vamos seleccionando horizontes, bordes, fallas etc.




CORRIDA Y EL MATCH

Para hacer una corrida damos click en

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Proccess > Simualation > Define Simulation Case:

Una vez ahí damos click en “Export” donde se actualiza la información Click en “Check” para verificar los errores que puede existir en el problema Y una vez aplicada estas dos opciones mandamos a correr la simulación, donde la corrida puede durar de entre 30 minutos hasta 3 horas dependiendo de lo que estemos simulando

Los resultados de la corrida se visualizan en “Results” los cuales en este caso ya están mostrados en “Results” ya que la simulación en este caso ya está corrida.

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Tener cuidado de mandar a correr el programa ya que como ya que como el programa ya está corrido si mandamos a correr le sobrescribiría a lo que ya tenemos.

 MATCH Se debe habilitar la ventana de visualización del Match en: Barra de menús > Window > New function window

Donde aparece una ventana con escalas, denominada Dynamic data. Dentro de esta podemos hacer zoom para visualizar la data, moviendo el scroll del mouse. (La bolita del mouse), hacia adelante o atrás según corresponda, una vez visualizada la data de interés. Entonces, para realizar el ajuste, en el panel CASES, selecciono los dos casos a realizar el match, por ejemplo Ajuste y Caso Base, como indica la imagen:

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Para determinar los parámetros que deseamos visualizar se procede como sigue:

Panel RESULTS > Results > Dynamic Result Data >

En donde encontramos las siguientes opciones:      

General Ratios Pressures Performance Rates Cumulatives

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL   

Thermal properties Volumes Instantaneus rates

De las que nos interesa ingresar en Rates para visualizar el Match. Aquí activamos lo que deseamos visualizar, entre ellas:          

Reservoir volume production rate”. “Reservoir volume injection rate” “Water production rate” “Oil production rate” “Gas production rate” “Water injection rate” “Oil injection rate” “Gas injection rate” “Aquifer influx rate” “Liquid production rate”


De las cuales las más importantes son: de producción de petróleo, de gas y de agua.

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PREDICCIONES Y ESCENARIOS

ESCUELA POLITÉCNICA NACIONAL Una vez realizado el ajuste histórico correctamente ya podemos visualizar las predicciones hechas por el simulador de la misma manera que se visualiza la producción que se explicó anteriormente. Seleccionamos Cases > y el caso que necesitemos conocer

De igual manera podemos visualizar los modelo, en este caso contamos con:

distintos escenarios que tiene nuestro

Caso base: un pozo productor Caso base perforación: un pozo productor más la perforación de dos pozos propuestos Caso base perforación más inyección: un pozo productor más la perforación de dos pozos y más dos pozos inyectores.


REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS:   

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Salager J. L., Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP S357-C, Universidad de Los Andes, 2005. Wesson, L.; Harwell, J. En Surfactant: Fundamentals and Applications in the Petroleum Industry; Schramm, L: L.; American Chemical Society; Washington, DC, 1999. AGUIRRE QUINTEROS, Santiago Gabriel, “Simulación numérica de yacimientos y determinación del mejor escenario de perforación de pozos para el campo Kupi”; Escuela Politécnica Nacional; Febrero 2008. Pág. 39-43 http://modelaje-de-pozos.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/la-construccin-deun-modelo-de.html http://www.buenastareas.com/ensayos/Simulacion-DeYacimiento/4105998.html http://modelaje-de-pozos.lacomunidadpetrolera.com/2008/10/la-construccin-deun-modelo-de.html http://www.buenastareas.com/ensayos/Simulacion-DeYacimiento/4105998.html

Manual Practico Petrel Eclipse

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