simulacin de un pozo en cmg

Computer Modelling Group, Ltd.

TUTORIAL 2010 “Modelo de Simulación de Petróleo Negro” “FORMATO RESCUE”

Builder e Imex

Builder – Imex “Formato Rescue”

Haga doble clic en el Icono de CMG para acceder al “Launcher” 

En el menú principal seleccione Projects y Add Project



Ubique el directorio en el que está guardada la información del tutorial, rescue y demás archivos.



Dele un nombre al proyecto, por ejemplo “CMG Training”



Haga clic en OK para volver al Launcher.



El Launcher debe estar en el directorio de trabajo seleccionado en este momento.

Abra Builder (haga doble clic en el icono Builder ) 

Seleccione: - IMEX - Unidades de campo “Field Units” - Single Porosity - Fecha de inicio de la simulación 1996-01-01 y haga clic en OK en las ventanas.



En este momento debe aparecer la ventana de entrada de datos de Builder.

2

Sección de Entrada y Salida de datos 

Haga clic en el I/O Control (input/output), asigne títulos al dataset según su parecer en “Titles And Case ID”.



Vaya a “Simulation Results Output”, luego al campo para la opción “Items in Simulation Results File… (OUTSRF)” ahora vaya al botón Select, y active las variables “viscosity (viso)”, “Water viscosity (VISW)”, “Gas viscosity (VISG)”, “Oil density (MASDENO)”, “Water Density (MASDENW)”, “Gas Density (MASDENG)”, y desactive la variable “Solvent saturation pressure (SSPRES)” entre las opciones disponibles. Esto le permitirá observar las variables seleccionadas como salida en el Grid de Simulación



Haga clic en OK dos veces para salir de esta sección.

Sección de Datos de Yacimiento 

Haga clic en “Reservoir” y expanda las opciones disponibles (también puede hacerlo desde el menú principal “Reservoir”). Seleccione “Open Rescue File…” ubique la carpeta “Rescue” y en ella seleccione el archivo “Rescue 35p.bin”. Al abrirlo, observará una ventana como la que se muestra abajo, de donde importará las propiedades contenidas en el modelo “Rescue” a su equivalente en Builder.



Haga clic en “OK” al mensaje relacionado con la descripción del “Rescue”, y en “Yes” al mensaje relacionado a la posición de la capa número 1 (K=1, en el tope).



Haga clic en “OK” al mensaje relacionado con la importación total del grid.

3



Seleccione cada propiedad en el Modelo Estático Rescue con su equivalente en CMG de la siguiente forma: Rescue Property

CMG Property

Bloques Nulos

NULL Blocks

Pinchout Array

Pinchout Array

Swc

Endpoint Saturation: Connate Water

Swcr

Endpoint Saturation: Critical Water

Permeabilidad

Permeability I

Porosidad

Porosity

Haga clic en “Add to Selected List” para agregar cada una de las propiedades:



Haga clic en OK, para aceptar las propiedades importadas. 4



Como podrá observar, la sección “Reservoir” aun no está completa, ya que muestra la señalización

que se acostumbra a utilizar cuando los datos estan errados o algun dato

con gran importancia a dejado de ser asignado. 

En esta oportunidad, los datos a los que el programa hace referencia son: Permeabilidad en las direcciones J y K.



Para completar esta sección, vaya al botón “Specify Property”:



Ubique las variables “Permeability J”, y “Permeability K”.



Asígneles el mismo valor que la permeabilidad en la dirección I. Para hacer esto, debe hacer clic con el botón derecho del ratón sobre la casilla “Whole Grid” de la propiedad “Permeability J”, y seleccionar entre las opciones desplegadas la palabra “EQUALSI”. Esto desplegará una nueva ventana en la que podrá escoger una opción.



Seleccione la opción “equal”.



Haga clic en “OK”, y ahora repita el procedimiento para la propiedad “Permeability K”.



Observará algo similar a lo siguiente:

5



Al finalizar, haga clic en “OK” para volver a la imagen principal de “Builder”.



La sección “Reservoir” muestra ahora una señalización de advertencia

, que quiere decir

que aun falta una variable por definirse, pero que a su vez no impediría correr el modelo. Para completar esta sección haga doble clic en “Rock Compressibility” y coloque como compresibilidad de la roca el valor 7E-6 1/psi con una presión de referencia de 991 psi. Haga clic en “OK”, y observe que ha cambiado el estado de la sección a un “check mark” color verde, 

.

Vaya a “File/ Save As…”, para guardar el archivo de datos (dataset). Asígnele el nombre de su preferencia. Un ejemplo podría ser “Imex00_Orig.dat”.

Para Comentarios

Sección de Componentes 

Para generar el comportamiento de los fluidos frente a los cambios de presión, volumen y temperatura (PVT), utilizaremos un conjunto de correlaciones conocidas.



Haga clic en la sección “Components”, y expanda las opciones disponibles en ella.

6



Seleccione la opción “Model”. Como observará, la nueva ventana muestra tres alternativas diferentes para generar el modelo de fluidos. Seleccione la tercera opción, “None of the above. Launch detailed dialog” para utilizar correlaciones diferentes a las que Builder Utiliza por “default”.



Haga clic en “OK”.



Seleccione el modelo de fluidos que necesitamos simular, “Black Oil”, es decir, un modelo de fluido con las tres fases: gas/ petróleo/agua.



Haga clic en el botón “PVT Regions…”, para acceder a las diferentes opciones y correlaciones disponibles en “Builder” para la generación de los datos PVT.



En la ficha “PVT Table” haga clic en el botón “Toosl”, y seleccione la opción “Generate PVT Table Using Correlations”.

7



Coloque los datos como se muestran en la imagen a continuación, teniendo presente que algunas variables tienen más de una opción para escoger, es decir, debe seleccionar “Value provided” para la presión de burbuja, “Stock tank oil gravity (API) para especificar los grados API del petróleo, y “Gas Gravity (Air=1)” para la gravedad del gas:



El siguiente paso que debemos realizar es escoger que correlaciones aplican a nuestro yacimiento. Para el cálculo del Rs y Bo, seleccione “Standing”, para la compresibilidad del petróleo seleccione “Glaso”, para la de viscosidad de crudo muerto y vivo seleccione “Beal and Chew”, y por último seleccione “Standing” para las propiedades críticas del gas:



Active la casilla “Set/Update Values of Reservoir Temperature, Fluid Densities in Dataset”, y haga clic en “OK”. 8



Haga clic en “NO” a la pregunta relacionada con la compresibilidad del petróleo, y haga clic en “Close” en el siguiente mensaje relacionado con la presión de burbuja.



Ahora vaya a la ficha “General” y coloque el valor de 1.88316e-005 1/psi en la casilla de la compresibilidad del crudo subsaturado.



Vaya a la opción “Tools” y seleccione “Generate Water Properties Using Correlations…”.



Asigne una presión de referencia para calcular dichas propiedades de 991 psi, una presión de burbuja para el agua de 991 psi, y una salinidad de 10000 ppm, y seleccione la opción “Set/update values of TRES and REFPW in PVT Region dialog”






Asigne cero (0 cps/psi) para indicar que la viscosidad del agua no dependerá de la presión.



Haga clic en “OK” dos veces para salir de esta sección. 9

Sección de Roca- Fluidos 

Haga clic en la sección “Rock Fluid”, y seleccione “Create/Edit Rock Types”.



Seleccione un nuevo tipo de roca al desplegar las opciones disponibles:



Vaya a Tools/Generate Tables Using Correlations, para crear las curvas de Kr usando las correlaciones.

y en la ventana que aparece introduzca los valores que se muestran a continuación:

10



Haga clic en “OK” dos veces. Verifique las curvas:



Puede editar estas curvas haciendo clic con el boto derecho del ratón, “Edit Curve”, y posteriormente puede arrastrar gráficamente los puntos con el botón izquierdo del ratón. GUARDE EL DATASET!!

Sección de Condiciones Iníciales. 

Haga clic en Inicial Conditions.



Seleccione Initialization Settings.



Seleccione la opción “Water, Oil” para calcular la opción de equilibrio vertical entre estas dos fases.



Introduzca Reference Pressure 991 psi.



Reference Depth 1870 ft.



Water-Oil Contact 2000 ft. Note que esta profundidad se encuentra por debajo del grid.



Seleccione la opción “Rservoir initially satured (PB = P).




Sección de Datos Numéricos 

IMEX por defecto no requiere la modificación de parámetros disponibles en esta sección a menos que la simulación lo requiera.

11

Sección de Pozos y Datos Recurrentes 

Haga clic “Wells & Recurrent”, y expanda la lista de opciones disponibles en esta sección.



Seleccione “Import Production/Injection Data…” (también puede acceder desde el menú principal Well/ Import Production/Injection Data…)



Siga las instrucciones cuidadosamente.



Vaya a Browse y seleccione el archivo “History Production.prd. Examine el archivo para verificar el formato haciendo clic en “View Original File”.



Haga clic en “Next” para ir al segundo paso del wizard.



Resalte la primera línea que contiene información de producción, y la primera línea que contiene el nombre del pozo, como se muestra a continuación:



Haga clic en Next para ir al tercer paso del wizard. 12



Deje los delimitadores como están. Haga clic en Next.



Seleccione las columnas como se le indican: - La columna 1 será ignorada. - La columna 2 está identificada como “Date”. - Las columnas desde la 3 hasta la 5 serán asignadas a la tasa de gas, petróleo, y agua respectivamente. Note que el periodo en que son reportados los datos es mensualmente.



Haga clic en Next y observe la posibilidad de poder cambiarle el nombre a los pozos, así como de elegir la forma de control al hacer clic con el botón derecho del ratón sobre el campo “Primary Constraint”.



Haga clic en Finish para terminar.



Agregue un STOP a la última fecha (recuerde esta fecha) y posteriormente haga clic en “Close”.



Vaya a “Well & Recurrent” y seleccione “Create Field History File”, de un nombre al archivo o deje el que Builder coloca por defecto (History Production.fhf).

13



Vaya nuevamente a “Well & Recurrent” y seleccione “Well Trajectories/ Well Trajectories. Cambie el formato a “Table Format”. Para las coordenadas (X,Y), y para la profundidad asigne pies (ft).



Busque el archivo “Wells Trajectories.wdb” y cárguelo en Builder.



Haga clic en “Next” para observar los nombres de los pozos que se van a importar. Note la posibilidad de poder borrar las trayectorias existentes.



Haga clic en el botón “Go To Perfs”



Haga clic en “Read File”, y en la nueva ventana seleccione Field (ft) como unidades de trabajo.



Seleccione el archivo “Perforations.perf”, haga clic en “Open” para abrir el archivo y “OK” para finalizar.



Vaya a “Well & Recurrent” y seleccione “Well Events”.



Seleccione la opción “Date”, como se muestra en la imagen:



Deslice la barra hasta el final de los datos de eventos hasta conseguir la fecha (2008-08-01)



Chequee que no exista ningún evento en esta fecha, si existiese, selecciónelos y haciendo clic con el botón derecho del ratón seleccione la opción “Delete events selected in the list”, y responda que si al mensaje relacionado con esta purificación de los datos.



Haga clic en YES



Guarde el archivo de datos, y cierre Builder.



Vaya al Launcher, arrastre y suelte el archivo “Imex00_Orig.dat” que acabamos de crear en el icono de IMEX y seleccione “OK”.

14

Observando los Resultados 

Una vez finalizada la simulación vaya a “View/Refresh File List” en el menú principal del Launcher (o presione F5). Arrastre y suelte el archivo “Imex00_Orig.irf” al icono de Results Graph , luego vaya a “File” y seleccione “Open Field History”, para abrir el archivo “History Production.fhf” y comparar los resultados de simulación con la historia de producción.



Compare las tasas totales de los fluidos. Para esto haga lo siguiente:



Haga clic en el icono “Add Curve”

. En la nueva ventana, vaya a File y seleccione el

archivo “Imex00_Orig.irf”. En “Origin Type” seleccione “Group”. En “Parameter”, seleccione “Oil Rate SC”, y en Origin, seleccione el grupo de pozos que es generado automáticamente por Builder (Default-Field-PRO). Haga clic en OK. Repita el mismo procedimiento, pero esta vez seleccione el archivo “History Production.fhf”.

 Adicione un nuevo gráfico haciendo clic en el icono

.

15



Repita el procedimiento para agregar las tasas de agua y gas para el total de pozos perforados, es decir, el grupo de pozos “default” creado por “Builder”.

16



Agregue un nuevo “Plot”, y en él una nueva curva, utilizando el procedimiento anterior, pero estas ves en “Origin Type” seleccione “Sector (Region)”, en “Parameter” seleccione “Ave Press HC POVO SCTR” y en “Origin” por defecto “Entire Field”. Con este paso a graficado la presión promedio del yacimiento ponderada en base al volumen poroso ocupado por los hidrocarburos.



Vaya a “File” y seleccione “Open Field History”, para abrir el archivo “History Pressure.fhf” y comparar los resultados de simulación con la historia de presiones.

Como podrán observar, los resultados arrojados por el modelo de simulación no logran reproducir el comportamiento histórico de producción y/o presión del yacimiento, por lo que es necesario realizar algunos cambios que nos permitan mejorar nuestros resultados y asemejarse a aquellos reportados durante la historia productiva del yacimiento. 17

Este proceso de cambio o modificación de parámetros en el modelo de simulación, se conoce como cotejo o ajuste histórico, el cual puede llegar a ser bastante complejo y requerir suficiente tiempo para lograr el ajuste necesario y requerido. En este ejemplo, sólo necesitaremos modificar algunos parámetros o variables para mejorar los resultados, de manera que podamos continuar con los siguientes pasos.

Por favor, analice y discuta los resultados obtenidos a fin de determinar qué cambios permitirían lograr un mejor ajuste en la producción, presión y por ende en la distribución de los fluidos al final del proceso de simulación, para realizar una posterior predicción.  Guarde las gráficas realizadas como archivos “templates”, con una extensión “.ses” (History Production.ses), para esto vaya a File, y seleccione “Save Template As…”. Esto mantendrá los gráficos que usted ha creado para poder visualizarlos en el futuro, así como para generar gráficos para diferentes sensibilidades o archivos “*.irf”. 

Cierre “Results Graph”, y haga clic en “Yes” para salvar los cambios realizados.

Modificando Parámetros - Ajuste Histórico De acuerdo a los resultados obtenidos, se puede concluir, que la declinación abrupta de la presión ha generado la rápida liberación del gas en solución en el petróleo, provocando que la viscosidad del mismo incremente algunos órdenes de magnitud y modificando su movilidad en el medio poroso, no permitiendo la producción del mismo (baja tasa de petróleo respecto de la historia).

18

En base a lo antes mencionado, debemos enfocarnos en tratar de mantener la presión del modelo durante el tiempo, y una manera es incrementando la compresibilidad de la roca, siempre que este sea un dato con incertidumbre…

 Modificando la Compresibilidad de la Roca 

Abra el archivo “Imex00_Orig.dat” nuevamente en “Builder”.



Vaya a la sección “Reservoir”, y haga doble clic en “Rock Compressibility”.



Incremente el valor de compresibilidad un orden de magnitud, es decir, coloque 7.0e-5 1/psi ó 70e-6 1/psi.






Salve el archivo con un nuevo nombre. Un ejemplo podría ser, “Imex01_Cr.dat”



Vaya al Launcher, arrastre y suelte el nuevo archivo “Imex01_Cr.dat” que acabamos de crear en el icono de IMEX y seleccione “Run Immediately”.


Una vez finalizada la simulación vaya al “Launcher”, arrastre y suelte el archivo “History Production.ses” previamente creado y que contiene los resultados de nuestra primera simulación.



Haga clic en “OK” al mensaje que aparece y aceptar abrir el resultado de la primera simulación en “Results Graph”.



Vaya a “File” y seleccione “Open CMG Simulation Results…”.



En la nueva ventana busque y seleccione el archivo de salida de la nueva sensibilidad realizada, “Imex01_Cr.irf”.

19



Haga clic en “Open” para cargar este resultado en “Results Graph”. Recuerde que la nueva sensibilidad no será graficada hasta tanto usted no la seleccione y escoja que variables visualizar.



Seleccione cada uno de los plots, y realice el siguiente procedimiento:



Haga clic en el icono “Add Curve”

. En la nueva ventana, vaya a File y seleccione el

archivo “Imex01_Cr.irf”. Debido a que ya existen algunas graficas en el “Plot”, usted no tendrá que modificar ninguna otra opción (Origin Type, Parameter, Origin, etc) para graficar el resultado que queremos visualizar. 




Repita el procedimiento para todas las tasas y la presión.

20

Como podrán observar, el incrementar el valor de la compresibilidad de la roca tuvo gran impacto sobre los resultados, sin embargo, no fue suficiente como para reproducir la presión del yacimiento, así como las producciones. Supongamos ahora, que el valor de la compresibilidad de la roca no puede seguir incrementando. Que otro parámetro podríamos modificar para conseguir el mantenimiento de presión?

 Modificando la Permeabilidad Vertical (Relación Kv/Kh) 




Abra el archivo “Imex01_Cr.dat” en “Builder” si actualmente no se encuentra abierto.



Vaya al botón “Specify Property”:



Ubique la variable “Permeability K”, haga clic sobre la casilla “Whole Grid” de esa propiedad con el botón derecho del ratón y seleccione la “EQUALSI”. Esto desplegará la nueva ventana en la que deberá escoger la opción

de multiplicar la permeabilidad

horizontal o en dirección I por una relación Kv/Kh de 0.1, como se muestra en la imagen:



Haga clic en “OK” las veces que se solicite.



Salve el archivo con un nuevo nombre. Un ejemplo podría ser, “Imex02_KvKh.dat”



Vaya al Launcher, y corra el modelo.

21


Una vez finalizada la simulación vaya al “Launcher”, arrastre y suelte el archivo “History Production.ses”, o el que usted haya salvado.



En la ventana que aparece, seleccione el botón al lado del primer archivo corrido “Imex00_Orig.irf”, y busque la nueva sensibilidad “Imex02_KvKh.irf”, para remplazar los resultados y poderlos visualizar en “Results Graph”.






Observará unos resultados similares a los siguientes:

Estos resultados muestran que el cambiar la relación Kv/Kh de 1 a 0.1, sólo mejoró un poco el comportamiento de producción y de presión. 22

Otro de los parámetros que podríamos utilizar para mejorar estos resultados, sería la permeabilidad horizontal del modelo. 


 Modificando la Permeabilidad Horizontal 

Abra el archivo “Imex02_KvKh.dat” en “Builder” si actualmente no se encuentra abierto.



Cambie la propiedad de “Grid Top” a “Permeability I” como muestra la imagen:



Haga clic en el icono de “Edit Reservoir Property”,

, para proceder a modificar la

propiedad de permeabilidad.

23



Seleccione con el ratón, la primera celda del grid, y mantenga presionado el botón hasta seleccionar todo el grid. Una vez seleccionado todo el grid, suelte el botón derecho del ratón para acceder a la ventana “Property Modifications”.



Seleccione las siguientes opciones:



Haga clic en “OK”. Esto permitirá multiplicar la permeabilidad de todo el modelo por dos (2), a fin de realizar un cambio drástico y verificar si esto pudiese tener un impacto sobre los resultados que han venido observando.



Salve el archivo con un nuevo nombre. Un ejemplo podría ser, “Imex03_K.dat”



Vaya al Launcher, y corra el modelo.


Abra nuevamente el archivo “History Production.ses”.



En esta oportunidad remplace el archivo “Imex01_Cr.irf” por el que se acaba de crear “Imex03_K.irf”




 24




Esto demuestra que el cambio realizado a la permeabilidad horizontal no es suficiente y no es la solución, ni si quiera para reproducir la tasa de petróleo producida históricamente, lo que pudiese hacer inferir, que el yacimiento está siendo influenciado por una energía adicional. Esta influencia pudiese ser producida por alguna capa de gas, un acuífero y/o una conexión con otro yacimiento, entre otros factores… Suponiendo que no existen contactos de fluidos en el yacimiento, es decir, que no podemos simular la existencia de una capa de gas o la de un acuífero, debemos entonces simular la posibilidad de que el yacimiento

esté conectado

a otro

yacimiento:

25

 Modificando el Volumen Poroso del Modelo Este procedimiento se realizará con la intención de simular la conexión de nuestro modelo de simulación con algún otro yacimiento: 

Cierre “Results Graph” nuevamente, y haga clic en “Yes” para salvar los cambios realizados.



Abra el archivo “Imex03_K.dat” en “Builder” si es que actualmente no se encuentra abierto.



Eliminemos el cambio de la permeabilidad realizado en la sección anterior, para ello despliegue el árbol de la opción “Array Properties” que se encuentra debajo de todas las secciones cuando se selecciona la sección “Reservoir”.



Busque la propiedad “Permeability I, *PERMI”, y haga doble clic exactamente debajo de esa propiedad, donde se encuentra la modificación realizada bajo el keyword (*MOD).

26



Debe visualizar un apequena ventana donde se encuentra la dirección de bloques que fueron modificadas. En este ejemplo todo el modelo.



Borre, todo el contenido de esta ventana y haga clic en “OK”.



Responda “Yes” al mensaje para salvar los cambios.



Para visualizar los valores actuales de la permeabilidad, haga clic con el segundo botón sobre la escala de colores, seleccione la opción “Color Scale” y luego la opción “set to the Range of the Whole Grid”



Vaya al icono “Probe Mode”,



Vuelva nuevamente al árbol de propiedades, y en esta oportunidad busque la propiedad

, ubicado en la parte superior de “Builder”.

“Volume Modifiers, *VOLMOD”, hágale doble clic. 

Observará que el programa lo traslada a la ventana para especificar variables. Asigne un valor constante de 1, en la casilla “Whole Grid” para la propiedad “Volume Modifiers”, con la finalidad de asignar inicialmente un multiplicador de volumen poroso igual a 1 en todo el modelo,



Haga clic en “OK” dos veces. Observará que el programa le solicita alguna de las opciones disponibles para determinar el cálculo de la propiedad en cada una de las celdas del modelo. Deje todo por defecto.



Haga nuevamente en “OK” para asignar el valor de 1 a todo el grid. 27



Para modificar el volumen en los extremos del modelo, haga clic nuevamente en el icono “Edit Reservoir Property”,



.

Con la tecla “Ctrl” presionada, seleccione las celdas que se encuentran en el extremo del modelo con el ratón, como se muestra en la imagen:



Suelte la tecla “Ctrl”, y asigne un valor de 10 para permitir que estas celdas incrementen su volumen poroso 10 veces. Debe tener presente, que debe asignar el valor a todas las capas del grid, como lo muestra la imagen:



Haga clic en “OK”. 28



Deberá visualizar los cambios sólo en los extremos del modelo, si no es así, verifique nuevamente el procedimiento realizado anteriormente.



Salve el archivo con un nuevo nombre. Un ejemplo podría ser, “Imex04_VolMod.dat”



Vaya al “Launcher”, y corra el modelo.


Abra nuevamente el archivo “History Production.ses”.



Remplace el archivo “Imex03_K.irf” por el que se acaba de crear “Imex04_VolMod.irf”







29

Estos resultados muestran que el cambio realizado en tratar de simular la conexión de un volumen adicional a nuestro modelo, fue importante y relativamente efectivo, y nos indica además que utilizar un multiplicador más elevado, nos permitiría ajustar la presión del modelo. 

Vaya a “Builder”, y cambie el multiplicador de volumen poroso de un valor de 10 a 50, repitiendo el procedimiento anterior utilizado para eliminar el multiplicador de permeabilidad:



Haga clic en “OK”, y responda “Yes” al mensaje para salvar los cambios.



Salve el archivo con el mismo nombre, vaya al “Launcher” y corra el modelo.


Vaya a “Results Graph”.



Vaya a “File” y seleccione la opción “Close File”.



Seleccione la corrida “Imex02_KvKh.irf” y haga clic en “OK”.



Vaya nuevamente a “File” y seleccione la opción “Re-read Simulator Output Now”, para que

“Results

Graph”

actualice

los

nuevos

resultados

de

la

sensibilidad

“Imex04_VolMod.irf”

30




Como puede observarse, la presión ha logrado ser ajustada, así como las tasas de petróleo y gas, aunque esta última de forma parcial.

Estos resultados muestran también, que se debe seguir trabajando para lograr reproducir el comportamiento de producción del agua, sin embargo, como fue asumido, no existe presencia de contactos de fluidos en el modelo y la saturación de agua connata sólo varía entre 20 y 30% aproximadamente, por lo que una de las variables a modificar debería ser las curvas de permeabilidad relativa.

31

 Modificando las Curvas de Permeabilidad Relativa



Utilice la última sensibilidad realizada (“Imex04_VolMod.dat”), y ábrala en “Builder”.



Vaya a la sección “Rock-Fluid”, expanda las opciones y seleccione la opción “Create/Edit Rock Types”.



Haga clic sobre el botón “Tools”, y seleccione la opción “Generate Tables Using Correlations”.



Cambie el valor de la saturación de gas crítica (SGCRIT) del 3% al 5%, y el exponente para calcular la Krg del valor 2, a un valor de 3.5. Al final deberá observar algo similar a lo siguiente:



Haga clic en “OK” dos veces, para obtener la nueva curva para la fase gas. 32



El cambio realizado ha modificado la curvatura de la curva de la permeabilidad relativa al

1.00

1.00

0.80

0.80

kr - relative permeability

kr - relative permeability

gas, así con la saturación crítica, Sgcrit, como lo muestra la imagen:

0.60

0.40

0.20

0.60

0.40

0.20

0.00 0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

Sl

0.00 0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

Sl



Salve el modelo con un nuevo nombre. Un ejemplo podría ser, “Imex05_kr.dat”





Con “Results Graph” aun activo, vaya a “File” y seleccione la opción “Open CMG Simulations Results”.



Busque y seleccione el archivo de salida de la última sensibilidad creada “Imex05_kr.irf”.



Haga clic en “OK”, para abrir el archivo.



Seleccione el primer “plot” creado, y haga clic en el icono “Add Curve”



En la nueva ventana deberá escoger el nuevo archivo, “Imex05_kr.irf”, en el campo “File”.






Repita estos últimos tres procedimientos para todas las curvas.

.

33




Estos resultados muestran que aun debemos modificar algún parámetro que permita ajustar mejor la producción de agua y gas. En esta oportunidad probaremos cambiando el método de suavizado de las curvas de permeabilidad relativa de “Power law or Quadratic smoothing” a “Linear Interpolation”, es decir, el método que el programa utilizará para calcular las permeabilidades relativas a saturaciones diferentes a las disponibles en las tablas. 

Utilice la última sensibilidad realizada (“Imex05_Kr.dat”), y ábrala en “Builder”.



Vaya a la sección “Rock-Fluid”, expanda las opciones y seleccione la opción “Create/Edit Rock Types”.

34



Vaya al campo “Smoothing method for table end-points” y cambie el meto de suavizado a “Linear interpolation” como lo muestra la imagen:



Adicionalmente, desactive la opción “Use new option for rel. perm. table end–point scaling”.



Después de realizar ambos cambios, seleccione la tabla correspondiente a la fase gas en el campo “Relative Permeability Table”, como se muestra:



Cambie también en esta tabla de permeabilidad relativa el método de suavizado a “Linear interpolation”.

Antes de poder salvar y correr el modelo, activemos la opción de “Restart”, para generar un archivo con la información/resultados de la simulación, y poder utilizarlo como archivo de entrada a partir de una fecha específica y distinta de la fecha de inicio de la simulación. Más adelante veremos su uso práctico…

35

 Creando un Archivo de Salida para un Restart 

Haga Clic en la sección “I/O Control”, expanda las opciones y seleccione “Restart”.



Active las casillas “Enable restart writing”



Haga clic sobre el icono



Deje la opción de escritura por defecto “Every TIME or DATE keywords (TIME)…..”



Debe observar algo similar a los siguiente:



Haga clic en “OK”, y guarde el archivo con un nuevo nombre, por ejemplo,

y seleccione la primera fecha de simulación (1996-1-1)

“Imex06_HM.dat”. 


36


Arrastre y suelte el archivo “History Production.ses” en el icono de “Results Graph”.



Remplace

el

archivo

“Imex04_VolMod.irf”,

por

nuestra

nueva

sensibilidad,

“Imex06_HM.irf”. 

Haga clic en “OK”, para abrir “Results Graph”, y visualizar el nuevo resultado.




Como pueden observar, con este último cambio hemos podido ajustar en gran parte el modelo al comportamiento histórico del yacimiento, por lo que podríamos inferir en que podemos proseguir con el comportamiento predictivo del yacimiento. 37

Predicciones  Usando el Archivo Restart de Datos Históricos



Abra el archivo de datos “Imex06_HM.dat”en “Builder”.



Salve el archivo con otro nombre (“Imex07_Pred.dat”).



Haga clic en la sección “I/O Control”, expanda las opciones y seleccione “Restart”.



Active la opción “Restart from previous simulation run (RESTART)” busque y seleccione la corrida con el archivo de salida Restart, “Imex06_HM.irf”.



Seleccione en el campo “Record to Restart from” la última fecha de simulación (2008-0801) ó “Last Time Step”. Al final debe visualizar algo similar a lo siguiente:

38



Haga clic en “OK” para regresar al menú principal de “Builder”.



Vaya a la sección “Well & Recurrent”, expanda las opciones y seleccione “Date”.



Haga clic sobre el icono



Haga clic sobre el icono del campo “To”, y coloque la fecha 2028-08-01, con un paso de 1

para agregar un rango de fechas.

mes , como se muestra a continuación:



Haga clic en “OK” dos veces, para generar el nuevo rango de fechas y aceptar el mensaje relacionado a estas.



Desactive el STOP de la fecha 2008-08-01, y colóquelo en la última fecha (2028-08-01).



Haga clic en “Close” para volver a la ventana principal de “Builder”.



Vaya a la sección “Well & Recurrent”, expanda las opciones y seleccione “Well Events”.



En la lista de eventos de pozos cerciórese de que todos los pozos han sido desplegados:

39



Seleccione todos los pozos presionando la tecla “Shift” y ubique la fecha 2008-08-01 como se muestra:



Con los pozos aun seleccionados, vaya a la ficha “Constraints” y active la opción “Constraint Definition”.

Generalmente, los controles operativos para la predicción deben ser asignados para cada uno de los pozos, sin embargo, para efectos de simplicidad, se le asignará un único control/constraint a todos los pozos.

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

Cambie los costraints “STO surface oil rate” a “STL surface liquid rate” y coloque 500 bbl/day, y en “BHP bottom hole pressure”coloque un valor de 700 psi.



Haga clic en “Apply”. Observará que la misma restricción se ha creado para todos los pozos.



Haga clic en “OK”. Luego salve el modelo con el mismo nombre, ya que en pasos anteriores había sido cambiado a “Imex07_Pred.dat”.



Vaya al Launcher, y corra el archivo.


Arrastre y suelte el archivo “History Production.ses” en el icono de “Results Graph”.



Remplace el archivo “Imex05_kr.irf”, por nuestra nueva sensibilidad, “Imex07_Pred.irf”.

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Haga clic en “OK”, para abrir “Results Graph”, y visualizar los nuevos resultados:

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simulacin de un pozo en cmg

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