SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIOS
ESTUDIANTE: FLORERO MALDONADO ERLAN ANDRES REGISTRO: 200819747 DOCENTE: ING. PEDRO TORQUEMADA
INTRODUCCION.
La simulación matemática de reservorios combina la física, matemáticas, ingeniería de yacimientos y la programación para desarrollar herramientas que permitan predecir el comportamiento de los hidrocarburos bajo diferentes condiciones de operación y de esta forma tomar las mejores decisiones en el desarrollo y administración de un campo petrolero.
El simulador BOAST98 es un simulador de petróleo desarrollado en lenguaje FORTRAN, en el año 1989. Desde entonces se ha mejorado las características de esta herramienta de ingeniería, llegando a ser una herramienta muy completa para la simulación de reservorios.
En la materia de Simulación Matemática de reservorios de la Carrera de Ingeniería Petrolera de la Universidad Autónoma “Gabriel René Moreno” es propicio y necesario contar con este tipo de software para el buen entendimiento de los procedimientos necesarios para la simulación de reservorios hidrocarburíferos, para lo cual el BOAST98 es la herramienta ideal para complementar el estudio teórico de la Simulación de Reservorios.
En el presente trabajo se realiza un estudio del comportamiento de un campo utilizando la herramienta BOAST98 en base a diferentes alternativas de producción del campo(3). Estas alternativas se compararon entre ellas y se realiza un análisis de los principales indicadores económicos para realizar una recomendación de la mejor alternativa de producción.
OBJETIVOS.
o
Construir los mapas del reservorio (mapa estructural, espesores, neto permeable, poroso, saturación de agua). Estructurar la grilla en base a nuestro mapa estructural. Introducir los datos petrofísicos del reservorio . Elegir diferentes alternativas de producción para realizar la comparación entre ellas, ubicando los pozos de desarrollo en la grilla diseñada. Utilizar el simulador boast98 para estimar el comportamiento del reservorio en función a los datos introducidos para las diferentes alternativas de producción. Realizar el cálculo de los indicadores económicos más importantes (VAN y el RUI) para comparar los beneficios económicos que implican cada alternativa de producción. Elegir la mejor alternativa de producción y justificar esa elección. Realizar una comparación del comportamiento de un reservorio según diferentes alternativas de producción utilizando el simulador BOAST98 y a la vez realizar un análisis económico para cada alternativa y de esta manera elegir la mejor técnica y económicamente.
INYECCIÓN DE AGUA .
La inyección de agua tuvo sus comienzos en la ciudad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1865’. Como sucede frecuentemente en el desarrollo de nuevas tecnologías, la primera inyección ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos. En esa época se pensó que la función principal de la inyección de agua era la de mantener la presión del yacimiento y no fue sino hasta los primeros años de 1890, cuando los operadores notaron que el agua que había entrado a la zona productora había mejorado la producción.
TIPOS DE INYECCIÓN .Inyección externa Consiste en inyectar el agua fuera de La zona de petróleo, en los flancos de yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo. Características: 1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. 2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.
Ventajas: 1. Se utilizan pocos pozos. 2. No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Desventajas: 1. Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. 2. No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.
INYECCIÓN EN ARREGLOS.Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. A este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores. Características: La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad ( ), de la porosidad (O) y del número y posición de los pozos existentes. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores inter-espaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro. Ventajas: 1. Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyectorproductor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. 2. Elevada eficiencia de barrido areal. Desventajas: 1. En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores. 2. Requiere mejor descripción del yacimiento.
INYECCIÓN DE GAS.
La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 1900 con fines de mantenimiento de presión, y donde el gas inyectado además de aumentar la energía del yacimiento debía desplazar el petróleo, y donde al final de los proyectos se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando o agotando aceleradamente la presión del yacimiento. Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que pueden obtenerse por la inyección de gas, donde podemos señalar como las importante: las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento.
INYECCION DE GAS INTERNA O DISPERSA Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de zona de petróleo. Se aplica generalmente en yacimientos con empuje por gas en solución sin capa de gas inicial y no hay tendencia a inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado. CARACTERÍSTICAS
relativamente delgados. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Generalmente se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de las zonas productivas del yacimiento. Se aplica en yacimientos homogéneos con poco buzamiento y La selección de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuración del yacimiento con respecto a la estructura, al número y a la posición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad.
VENTAJAS Es posible orientar el gas inyectado hacia zonas más apropiadas. La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas. DESVENTAJAS Generalmente la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa. Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operaciones y de producción.
INYECCIÓN DE GAS EXTERNA.
Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. CARACTERÍSTICAS Se usa en yacimiento de alto relieve estructural para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una distribución areal del gas inyectado a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requieran.
VENTAJAS En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna: La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. El factor de conformación es generalmente mayor DESVENTAJAS Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras son inconvenientes para la inyección de gas externa.
MODELO DE CAMPO. MODELO
ESTATICO
En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los parámetros petrofísicos; para comprender en términos físicos y geológicos el sistema de acumulación de hidrocarburos. Este comprende los siguientes modelos: Geológico Estratigráfico Estructural Caracterización de Fracturas Petrofísico Geo-estadístico
DATOS PARA LA UBICACIÓN DE LOS POZOS
MAPA ESTRUCTURAL .-
MAPA ESPESOR TOTAL , GROSS .-
MAPA ESPESOR PERMEABLE.-
MAPA ISOPOROSO -.
MAPA ISOSATURACION.-
DIMENSION DE LA GRILLA .-
GRILLA DE 25 (I) , 16 (J) , 1 (K)
ANALISIS DE LOS CASOS.
CASO I.- SE REALIZO LA PERFORACION DE 19 POZOS EN EL CAMPO DONDE 18 SON PRODUCTORES Y UNO (POZO 15) CAE EN EL CONTACTO AGUAPETROLEO,A ESTO SE LE REALIZA LA SIMULACION DE DICHO RESERVORIO PARA VER EL COMPORTAMIENTO DE LAS PRESIONES Y LOS CAUDALES CON RESPECTO AL TIEMPO. LOS POZOS PRODUCTORES PRODUCIRAN A 300 BPD TOMANDO UN DATO DE TIEMPO DE 30 AÑOS DE VIDA PRODUCTIVA. PRIMERO SE INGRESA TODOS LOS DATOS DE DIMENSIONES DE GRILLA , POROSIDADES, SATURACIONES, GROSS , NET.
GROSS.-
NET .-
POROSIDAD.-
SATURACION DE PETROLEO.- SO
SATURACION DE AGUA.- SW
VOLUMEN INICIAL DEL FLUIDO EN EL RESERVORIO.-
UBICACIÓN DE POZOS.-
RESULTADOS DE LA SIMULACION CASO I.- PRIMARIA A CONTINUACION MOSTRAMOS EL PROSCESO DE SIMULACIONDEL CASO I ,EL CUAL TIENE UNA CAIDA CONSIDERABLE EN LA PRODUCCION, LA SIMULACION LA REALICE EN 30 AÑOS EN CUAL SE TUBO UNA BUENA PRODUCCION EN LOS PRIMEROS 4 AÑOS DE TUBO UNA CONSIDERABLE CAIDA POR PASAR YA EL PUNTO DE BURBUJA(1200 DIAS).
LA SIMULACION DE ESTE PRIMER CASO GENERA QUE AL TENER19 POZOS UNO CAE EN ZONA DE CONTACTO AGUA-PETROLEO Y LOS DEMAS RESULTAN PRODUCTORES.
ESTOS POZOS PRODUCEN HIDROCARBUROS MEDIANTE DEPLETACION NATURAL DURANTE LOS 10950 DIAS DANDONOS UNA LA SIGUIENTE GRAFICA DEL COMPORTAMIENTO DE PRESIONES Y CAUDALES : CASO I PRIMARIA 6000 5000 4000 3000 PRESIONES
2000 1000 0
CASO I PRIMARIA
COMPORTAMIENTO DEL CAUDAL VS EL TIEMPO .- SIENDO UN RESERVORIO DE PETROLEO SUBSATURADO LA PRESION DECAA DRASTICAMENTE HASTA LLEGAR A UN CAUDAL DE ABANDONO,ESTO NO PASARIA SI SE TOMARA ACCIONES ANTES DE LLEGAR ALA PRESION DE BURBUJA. CASO I PRIMARIA 2500 2000 1500
CAUDALES BPD
1000 500 0
CASO I PRIMARIA
ACUMULADO DE PETRÓLEO.ACUMULADO DE PETROLEO 10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0
ACUMULADO DE PETROLEO
ANALISIS ECONOMICO DEL CASO I .
EL ANALISIS ECONOMICO ES PRIMORDIAL PARA VERIFICAR SI EL RESULTADO DE CAUDALES QUE SE SIMULO ES ECONOMICAMENTE RENTABLE PARA PONERLO EN MARCHA.
FLUJO DE CAJA CASO I .-
CASO II.- INYECCION DE AGUA
USANDO LAS HERRAMIENTAS DE PREDICCION DEL BOAST, DETERMINAMOS QUE ERA MUY OPTIMO REALIZAR LA INYECCION DE AGUA A LOS2 AÑOS DESPUES DE COMENZAR LA PRODUCCION POR PRIMARIA YA QUE A ESA FECHA AUN NO SE LLEGA A LA PRESION DE BURBUJA Y ES MAS OPTIMO INYECTAR PARA QUE EL AGUA GENERE UN AFECTO DE BARRIDO AL PETROLEO Y LLEGE A AUMENTAR EN GRAN PORCENTAJE EL CAUDAL DE PRODUCCION.
En esta fotografía, se puede observar que al simular el caso II, de manera evidente se obtiene caudales más altos y controlando los caudales con el tiempo dándonos puntos positivos.
ANALISIS ECONOMICO CASO II.INYECCION DE AGUA
• SE OBTIENE LOS PARAMETROS ECONOMICOS INDICANDONOS QUE EL CASO II DE INYECCION DE AGUA ES MUY FABORABLE ECONOMICAMENTE.-
CASO III.- INYECCION DE GAS
