Bombeo Mecánico - Diseño

Es uno de los métodos de producción más utilizados (80-90%) a nivel mundial

Cañoneo para Fracturamiento Hidráulico

El cañoneo es una de las más importantes operaciones a considerar durante el diseño de completación y fracturamiento hidráulico

Agentes Apuntalantes

Cuando se hace una fractura en una arenisca, es necesario utilizar un componente que impida que la fractura se cierre completamente una vez terminado el bombeo

Origen del Petróleo

En el siglo XIX se creía ampliamente que el petróleo tenía un origen magnético y que este emigró desde las grandes profundidades a lo largo de las fallas de la corteza terrestre

Selección de candidatos a estimulación

El tratamiento de un pozo es un proceso lógico que requiere un número de fases previas antes de alcanzar los resultados deseados

24 de ene. de 2015

Determinación de la Eficiencia Vertical de Barrido (Ev)

coverage1La determinación de la Eficiencia Volumétrica de Barrido es un importante paso en la predicción del comportamiento de cualquier proyecto de inyección de agua. Este parámetro es una función de la movilidad del fluido inyectado con respecto a la movilidad del fluido de yacimiento (M), la relación agua-petróleo (RAP), y la variación de la permeabilidad propuesta por Dykstra-Parsons (V). Las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido fueron introducidas por Dykstra-Parsons, y han sido ampliamente usadas en la industria petrolera. Generalmente, estas curvas se encuentran disponibles para cada RAP como una función de V y M. Así para calculo de Eficiencia Vertical de Barrido, un set de curvas de RAP de 0,1, 0,2, 0,5, 1, 2, 5, 10, 25, 50 y 100 son requeridas.

Para estudios de simulación numérica, es más eficiente el uso de ecuaciones de estas curvas, o encontrar un parámetro de correlación que puedan reducir todo el set de curvas dentro de una curva. Recientemente, está última tarea fue realizada por deSouza y Brigham, quienes agruparon las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido para 0≤M≤10 y 0,3≤V≤0,8 dentro de una curva mediante un análisis de regresión. Estos autores usaron una combinación de RAP, V y M en un parámetro que de aquí en adelante esta referido como parámetro de correlación Y. La ecuación para Y viene dada por la siguiente expresión:

image

Donde:

image

En la Figura 2, muestra los datos graficados de Dykstra-Parsons contra el parámetro Y. La curva sugerida por deSouza y Brigham es también graficada en la figura. Como se muestra, el parámetro Y efectivamente agrupa todos los datos juntos. Para simplificar los cálculos aún más, esta gráfica fue ajustada en una curva. La siguiente ecuación fue cotejada con la siguiente expresión:

image

Donde a1=3.334088568, a2=0.7737348199 y a3=-1.225859406. La comparación entre las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido de Dykstra-Parsons y C (Eficiencia Vertical de Barrido), calculada con la ecuación anterior, es mostrada en la Tabla 1 y Figura 2. En esta tabla, C es calculada para diferentes RAP, M y V tanto con la Ecuación 2 y las curvas de Eficiencia Vertical de Barrido, observándose una cercana correspondencia entre los dos métodos.

Tabla 1. Comparación entre los valores de Eficiencia Vertical de Barrido (Coverage, C).

image

image  Figura 2. Ajuste de Correlación de Eficiencia Vertical de Barrido.

Determinación del Coeficiente Variación Vertical de la Permeabilidad  (V)[1]

La caracterización de un yacimiento estratificado se puede realizar por medio del Coeficiente de Variación de la Permeabilidad (V), propuesto por Dikstra-Parsons. El procedimiento para determinar V:

  1. Dividir el reservorio en capas de igual espesor y diferente permeabilidad.
  2. Ordenar las capas en orden decreciente a la permeabilidad
  3. Calcular el porcentaje de permeabilidad que es mayor que cada una de las permeabilidades (%>q’). Refiriéndose a la Tabla 2, cada estrato representa un 10% del yacimiento (100/N° de estratos). El 1er. estrato no tiene ningún estrato con una permeabilidad mayor que él, y por lo tanto se le asigna un %>q’ de 0%, el último estrato tiene 9 estratos que tienen mayor permeabilidad que él, y por ello se le asigna un %>q’ de 90%.
  4. Graficar en un papel de probabilidades el log K vs. %>q’ (Figura 3).
  5. Interpolar la mejor línea recta, dándole mayor peso a los puntos intermedios que a los extremos.
  6. Calcular V de la ecuación.

image

Donde:

K50% y K84.1% son las permeabilidades leídas de la recta entrando con %>q’ de 50 y 84,1% respectivamente.

YACIMIENTOS UNIFORMES: K50%=K84,1% V—>0

YACIMIENTOS MUY HETEROGENEOS: K50%>>K84,1%, V—> 1

Sin títuloFigura 3. Cálculo del Coeficiente de Distribución de Permeabilidad.

Tabla 2. Datos para calcular el Coeficiente de Variación de Permeabilidad.

Estratos Permeabilidad, mD %>q’
1 84,0 0
2 37,0 10
3 23,5 20
4 16,5 30
5 12,0 40
6 8,9 50
7 6,5 60
8 4,6 70
9 3,0 80
10 1,5 90

image

Si los espesores de las capas son diferentes se debe calcular el %>q’ considerando que el espesor total Ʃhi representa el 100% y una capa i representa 100hi/Ʃhi. En la Tabla 3, se muestra como se deben realizar los cálculos:

 

Tabla 3. Cálculo de %>q´ para capas de espesor variable.

Ki hi %>q’
K1 h1 0
K2 h2 100hi/Ʃhi
K3 h3 100(h1+h2)/Ʃhi
K4 h4 100(h1+h2+h3)/Ʃhi

Graficar log Ki vs %>q’ y seguir el procedimiento explicado anteriormente para el calculo de V.

Para descargar papel probabilístico, hacer clic en el icono:

Tomado de: [1] Rojas, Gonzalo. Ingeniería de Yacimientos de Gas Condensado. (2005).

10 de ene. de 2015

Simulación de Fracturamiento Hidráulico

FRACKING PA63.JPGUna vez definido la geometría de fractura necesaria para obtener la producción deseada, es necesario volcar toda la información en un simulador para diseñar la operación (caudales, concentración de agentes de sostén, volúmenes y tipos de fluidos, ...). También una vez terminada la operación se volcará en el simulador los datos registrados en el pozo para verificar que cotejen con el diseño. En el mercado hay varios simuladores comercialmente disponibles, pero las compañías de servicios utilizan cuatro principalmente. Cuando hablamos de simuladores entendemos un programa (soft) desarrollado por alguna compañía. Cada simulador contiene varios modelos matemáticos. Cualquiera sea el simulador utilizado se deberá seleccionar un modelo u otro según el comportamiento de la presión de fractura.

Modelos

Los primeros modelos matemáticos utilizados fueron los modelos en dos dimensiones o 2D. Todos los simuladores comerciales incluyen por lo menos los 3 más reconocidos de ellos. Estos 3 modelos son:

  • PKN (Perkins, Kern, Nordgren)
  • KGD (Kristianovich, Geerstma, De Klerk)
  • Radial

Con la evolución de la informática al principio de los 90, salieron al mercado simuladores  pseudos tridimensionales (P3D) que podían ser ejecutados en PC. Según los autores el mismo modelo puede ser considerado como P3D o 3D. Estos modelos se dividen principalmente en dos grupos según se basen en el análisis en celda o análisis global.

Existen también modelos 3D mucho más sofisticados que se pueden ejecutar solamente en work station, y que son reservados para estudios teóricos. Los simuladores tratan de aproximarse lo más posible a lo que pase en el reservorio, pero todos son limitados y consideran algunas asunciones. Los simuladores comerciales más usuales, y que utilizan las compañías de servicios son: Fracpro RES®, Fracpro PT®, FracCADE® y el Meyer®.

Modelos 2D
En los modelos 2D la altura es fijada por el usuario. Es decir que quien realiza el diseño deberá estimar cuál sería la altura de la fractura. La altura puede ser la altura de la capa de interés más algo dentro las barreras o hasta otra capa más alejada. Una de las consecuencias de ese tipo de modelo es que generalmente la altura asumida en el diseño es menor que la real, y en consecuencia resulta que la fractura estimada es más larga que la real. Hubo una tendencia a abandonar completamente estos modelos y reemplazarlos por P3D porque en la mayoría de los casos las presiones teóricas son bastante diferentes de las presiones medidas en el campo. No deben ser descartados porque hay condiciones en donde los modelos 2D son más representativos que los P3D.

Los modelos en 2D asumen:

  • Que las fuerzas de corte en los planos perpendiculares al plano de fractura planos pueden ser despreciadas. Esto implica que se asume una elasticidad en dos planos o dos dimensiones.
  • Que la altura de la fractura es CONSTANTE.
  • Que los valores de E (Young), ν (Poisson), Ct (perdida de filtrado), y "toughness" son constantes en toda la altura de la fractura.
  • Que el fluido se desplaza en una sola dirección (=> existe un cambio de presión en una sola dirección).

Modelo PKN
El modelo PKN considera que no hay deslizamiento de la capa fracturada en la interface entre la capa de interés y las barreras. Es decir que al nivel de las barreras no hay ningún movimiento. Eso implica que la fractura tendrá una forma elíptica tanto en los planos vertical como horizontal. La presión dentro de la fractura es gobernada por las pérdidas de fricción. Teóricamente la presión neta debería incrementarse paulatinamente durante toda la operación. El modelo considera cada sección vertical se deforma independiente de las demás. El ancho de la fractura es proporcional a la altura y casi independiente de la longitud.

Este modelo sería más representativo para fracturas que tienen longitudes mayores a la altura. Sería aplicable solamente en formaciones donde las barreras tienen esfuerzos in situ netamente mayor que los de la zona de interés. Por el contrario, si no hay suficiente diferencia entre los stress la fractura crecería en altura dentro de las barreras. Las características del modelo son:

  • Altura fija y flujo en una dirección.
  • Sin esfuerzo en plano vertical.·
  • El ancho varía con la altura.·
  • Presión neta aumenta con el tiempo.
  • El modelo seria apropiado cuando h < Xf.

Simulación_frac1Figura 1. Modelo PKN.

Modelos KGD (también llamado GDK)
El otro modelo 2D comúnmente utilizado anteriormente es el KGD. Esto modelo considera que hay deslizamiento de las capas en la interface entre la capa de interés y las barreras, lo cual debe ser muy excepcional, si acontece en la naturaleza. En consecuencia la fractura tendría una forma elíptica en el plano horizontal y rectangular en el plano vertical. Simula fracturas más anchas, más cortas y con mayor conductividad que el PKN. Teóricamente la presión neta debería disminuir paulatinamente durante toda la operación. El ancho de la fractura es proporcional a la longitud e independiente de la altura. Las características del modelo son:

  • Altura fija y flujo en una dirección.
  • Sin esfuerzo en plano horizontal.
  • El ancho NO varía con la altura.
  • Presión neta decrece con el tiempo.
  • El modelo seria apropiado cuando h >Kf.

Simulación_frac2Figura 2. Modelo KGD.

Modelos pseudo 3D: Análisis en celdas (Grids)
Todos los modelos P3D consideran la fractura como un plano liso y no consideran cambio de dirección en la fractura una vez salida de la vecindad del pozo. Por lo tanto también son llamados modelos planares. Algunos modelos dividen la fractura en celdas verticales. Utilizan las leyes de elasticidad. Son pseudo 3D, y utilizan una mezcla del modelo PKN en el sentido del desplazamiento longitudinal y del modelo KGD para simular el crecimiento de la fractura en altura. Por el uso combinado de estos dos modelos la presión neta es muy dependiente de la fricción sobre las caras de la fractura y la limitación principal en el crecimiento en altura es la diferencia de los esfuerzos in situ entre las diferentes capas. Según la precisión en los cálculos pedida por el usuario el simulador dividirá la fractura en una cantidad mayor o menor de celdas, lo que influirá en el tiempo de procesamiento. En cada celda se simula el ancho, la presión, la altura, la medida en que crece la fractura etc., aplicando el balanceo de masa entre las diferentes celdas. El simulador FracCADE de Schlumberger es basado en este modelo. Pueden ser utilizados en tiempo real para cotejar en la misma locación diseño y operación, recibiendo los datos de presión, caudal y concentración del fracvan. Los modelos basados en el análisis en celda calculan para cada celda en:

  • La altura y ancho calculados en función de la presión neta.
  • Presión neta media en la celda.
  • Balance de masa (leak-off).
  • Puedan considerar efectos de convección.

Modelos pseudo 3D: Lumped models.
Los modelos, tipos análisis global (lumped), fueron diseñados cuando las computadoras no tenían la potencia de hoy y para poder simplificar y llevar el trabajo de simulación al pozo en lugar de hacerlo en las oficinas. En consecuencia son modelos mucho más rápidos para correr que los de análisis por celda. En lugar de resolver ecuaciones para cada celda simplifican las ecuaciones agrupando (lump) y promediando varios parámetros (Ε, υ, Ct, ...) en uno solo. Entonces el resultado es una fractura que tiene la forma de dos semi elipses. Los simuladores comerciales basados en estos modelos son el Meyer y el Fracpro.

La determinación de los valores "agrupados" de los parámetros para diferentes casos de fractura se hizo utilizando un modelo 3D total (fully 3D). Los resultados son aproximaciones y no soluciones exactas. El programa utiliza ecuaciones de flujo en dos dimensiones y permite calcular los efectos de convección.

A la diferencia de los P3D que utilizan el cálculo en celda, estos modelos consideran que el crecimiento en altura es limitado principalmente por la presencia de capas de alta permeabilidad y no por la diferencia entre los esfuerzos in situ. En su modelo P3D el Fracpro, utiliza el fenómeno de dilatancia (propiedad no elástica de la roca) para simular el efecto de resistencia en la punta de la fractura. Este considera que la mayor perdida de presión es en la punta de la fractura y no es por fricciones a lo largo de la fractura. El coeficiente de dilatancia puede ser ajustado por el usuario según la formación y en función del cotejo de curvas.

De todos modos uno puede utilizar un simulador u otro, lo importante es de definir cual de los modelos disponibles se adapte más para la zona, y configurar los diferentes parámetros para cada yacimiento.

P3D - Listado comparativo
Los simuladores más utilizados que se encuentren en el mercado y con los cuales estamos trabajando por intermedio de las compañías de servicios son:

Fracpro RES®: Desarrollado por la empresa RES. Este programa ha sido diseñado originalmente para el Gas Research Institute (GRI), que eran los dueños de la licencia del programa. En 1994 el GRI vendió una licencia a RES.  La compañía de servicios que lo utiliza como programa básico es San Antonio. BJ lo puede utilizar si lo pedimos.

Fracpro PT®: Cuando en 1994 el GRI se deshizo de la licencia tuvo una cisión en
RES y se formó Pinnacle Technology (PT), a quién el GRI vendió también una licencia. Desde entonces las dos compañías hicieron evolucionar el soft cada uno en su dirección. No hay demasiado diferencias entre los dos, pero lo suficiente para que los archivos de uno no sean utilizables en el otro. Es el soft oficial de Halliburton. Lo uso también BJ y Schlumberger a pedido.

FracCADE®: Es el simulador de fractura diseñado por Schlumberger. Es un simulador que trabaja con celdas, no simula multifractura porque no acepta el concepto. La única compañía de servicio que lo usa es Schlumberger.

Meyer®: Diseñado por la empresa Meyer, empresa de softwares. No tenemos licencia, es un modelo lumped que puede simular multifracturas si el usuario lo desea, pero los autores recomienden no usar esta opción para simular considerando que es muy poco probable que sucedan. Es el soft oficial de BJ.

Stimplan®: es otro de los simuladores disponible en el mercado, pertenece a la empresa NSI que se dedica a consultoria.

Simulación_frac3Figura 3. Resumen de características de simuladores de Fracturamiento Hidráulico comerciales.

Modelos Fully 3D
Hay modelos realmente 3D que dividen el reservorio en una malla de celdas en las direcciones vertical y horizontal (longitudinal y lateral). Cada celda esta definida por sus parámetros de mecánica de roca, lo que permite simular discontinuidades. Por sus complejidades estos modelos se utilizan solamente desde una workstation y para estudios tal como calibrar los otros modelos y hacer trabajos de investigación. Es a partir de estos modelos que se determinaron los parámetros "aglomerados" (lumped) utilizados en soft como el Fracpro. Si generalmente tenemos problemas para conseguir la información necesaria para hacer una simulación sencilla en un modelo P3D, debemos olvidarnos de tener la información para una simulación más sofisticada. Estos modelos se basan en:

  • Elasticidad en 3D.
  • La altura es calculada con la presión neta.
  • Para Ε, υ, Ct y "toughness" se usan los valores "verdaderos" para cada zona.
  • Flujo de fluido en dos direcciones (considera efectos de convección para el agente de sostén).
  • Modelos existentes: TerraFrac, GOHFER y Frank3D.

Simulación_frac4Figura 4. Características de la simulación de Fracturamiento Hidráulico 3D.

8 de abr. de 2014

Diseño, construcción y evaluación de Trampas de Arena

La problemática de arena asociada a la producción de crudo en el Distrito Morichal (Venezuela), trae como consecuencia a nivel de superficie, impactos considerables sobre las facilidades de producción. El trabajo realizado, consistió en diseñar un sistema capaz de retener la arena (a nivel de superficie), antes que pudiese causar daños a equipos vitales para la operaciones de manejo de crudo, el equipo que se construyó finalmente fue de un diseño bastante sencillo y compacto, siendo su principio de captura de arena el cambio de dirección en el vector velocidad de fluido, con la particularidad de contar con un área de almacenamiento de sólidos. Esto último, permite que la remoción de sólidos retenidos sea realizada sin afectar la operación del sistema. Los resultados obtenidos, con el prototipo instalado en la línea de succión de 16” de una bomba de transferencia de crudo en una estación de flujo, permitieron incrementar la vida útil del sistema que protege en un 300%, con ahorros en mantenimiento de 28000 US$ al año y evitando una producción diferida de 18000 Barriles de crudo al año.

Introducción
La trampa de arena diseñada, es un equipo de superficie que permite remover gran parte de la arena contenida en los fluidos de producción de crudo. La misma consiste en dos segmentos de tubería, una ubicada por encima de la otra y unidas por tramos verticales, en los que se encuentran las válvulas de aislamiento. La sección superior de la trampa, se denomina “Zona de Asentamiento” y está conectada directamente a la corriente de fluido a tratar, siendo esta sección donde produce la separación Sólido – Liquido, mediante un cambio en la dirección del vector de velocidad del fluido.

El fluido que abandona la trampa entra nuevamente al proceso con un mínimo porcentaje de arena, mientras que la arena separada pasa a la sección inferior denominada “Zona de Almacenamiento” de sólidos, a través de bajantes verticales (Unica conexión con el proceso). Al cerrar las válvulas de aislamiento se puede retirar la arena sin poner el equipo y el proceso fuera de servicio. Este equipo se puede ubicar en una Estación de Flujo, aguas arriba de todo sistema que se desee proteger de los daños producidos por la arena.

Desarrollo
La arena presente en los fluidos de producción, genera obstrucción de oleoductos, tanques, calentadores y demás equipos, así como daños en los elementos internos de bombas de las estaciones de flujo y estaciones principales del Distrito Morichal de PDVSA. En este sentido se instaló en 2002 a nivel de superficie una trampa de arena en el Pozo PM-3 del Distrito Morichal y los resultados de esta primera prueba fueron sumamente exitosos, al reducir el porcentaje de arena en la corriente proveniente del pozo en un 80%. En virtud de esto, se tomó la decisión de instalar un equipo análogo, en la succión de las bombas de oleoducto de la Estación de Flujo JOM-4 debido a su historial de fallas asociadas a la presencia de arena.

El 09/03/06, se instaló en la estación de flujo JOM-4 la trampa de arena diseñada en Morichal.  Esta trampa de arena se caracteriza por inducir la separación Sólido-Liquido, forzando el cambio de dirección del fluido que la atraviesa y consta de dos Tramos de Tubería de 16” y 12”, según el diseño mostrado en la Figura 1. Después de la instalación de la trampa de arena ha disminuido notablemente el impacto de la arena en el sistema de bombas de oleoducto de la estación de Flujo JOM-4. Anteriormente el mantenimiento por obstrucción en el sistema de succión se realizaba con regularidad cada 4 meses, sin embargo luego de la instalación de la trampa, este mantenimiento se extendió a más de 1 año, lo cual genera ahorros por el orden de los 28000 US$ anuales.

Trampa de Arena 1

Figura 1. Diseño esquemático de la Trampa de Arena

   
A esto se suma la reducción del impacto por producción diferida, considerando los dos días que dura el mantenimiento por obstrucción en el sistema de bombas, para una estación que maneja la producción de unos 6000 BND de crudo, por todo esto la evaluación de este dispositivo se considera exitosa.  Vale destacar que este diseño fue construido a un costo de apenas 2500 US$. En términos volumétricos este el equipo maneja un caudal total de 9000 BPD de fluidos, de los cuales el 70% es agua y el 30% es crudo, la frecuencia de servicio rutinario ha permitido la remoción de una tasa de 3.5 pie3 de arena (Con una granulometría superior a 300 micras) en un período de 90 días.

Contribuciones técnicas y económicas
El diseño compacto y de fácil fabricación, utiliza principios básicos de Mecánica de Fluidos. Asimismo  el equipo permite la remoción en línea de gran parte de la arena asociada a los fluidos de producción sin afectación de la producción, ya que requiere para retirar los sólidos retenidos contenidos en la zona de almacenamiento, no es necesario desconectar el equipo. El prototipo construido con esfuerzo propio tuvo un bajo costo de construcción, con un alto impacto en ahorros por concepto de mantenimiento mucho mayores, demostrándose que su aplicación disminuyó el desgaste y taponamiento de equipos y líneas de producción. Es muy importante resaltar, la disminución en la afectación de la producción por problemas de taponamiento (18000 Barriles neto de crudo por año), como efecto directo de la utilización de este equipo.

Conclusiones
- Los resultados obtenidos durante la evaluación de las trampas de arena, indican una efectiva remoción de sedimentos. Se incrementa la vida útil de los equipos de bombeo en un 300%.
- La trampa de arena es un efectivo método para remover sólidos de corrientes liquidas, y su uso también es posible a otras aplicaciones tanto dentro con fuera de la industria petrolera.
- La automatización de la limpieza de las trampas, lo cual puede realizarse con equipos denominados “Sand Jets”, o con un equipo de remoción tipo tornillo sin fin.

Autores
Juan Carlos Brown (PDVSA)
Álvaro Quezada (PDVSA)
Lenín García (PDVSA)

Bibliografía


Perry R. Green, P. Manual del ingeniero Químico, Séptima edición, Editorial Mc Graw Hill, España.

John M Campbell. Gas Conditioning and Processing Volume 2 (The Equipment Modules). Campbell Petroleum Series Norman Oklahoma.

División de Ingeniería CRANE, Flujo de fluidos, Primera Edición, Editorial Mc Graw Hill, México.

Fox R. McDonald A., Introducción a la mecánica de fluidos, Cuarta edicion, Mc Graw Hill, México.

Alonso M. Finn E. Física mecánica, Volumen I, Primera Edición, Addison- Wesley Iberoamericana.


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30 de nov. de 2013

Análisis Nodal Probabilístico mediante Prosper®–CrystalBall®-Macro (VBA)

ProductivityEn un artículo anterior, donde se hacía referencia a los análisis probabilísticos de productividad, se explicaba que es una buena metodología a usar, cuando no se cuenta con un modelo detallado de simulación numérica. Más aún cuando se quieren hacer análisis para pozos que tienen un alto riesgo, o con alta incertidumbre en los datos disponibles, los análisis nodales determinísticos no siempre son una alternativa confiable de cálculo. En vista de esto, existe en el mercado paquetes de software que más allá de realizar cálculos de tipo determinístico, tienen un código abierto que permiten que terceras aplicaciones pueden interconectarse y mejorar los análisis ya disponibles.

Con éste artículo no quiero establecer alguna preferencia por algún software en particular, pero quiero hacer referencia a Prosper®, de la compañía Petroleum Experts. Este software de análisis nodal tiene un código abierto que permite conectar mediante una macro de Microsoft Excel con el software CrystalBall®, para realizar análisis nodal probabilísticos mediante el método de Montecarlo. Las bondades de esta combinación de software, es que podemos preguntarnos cosas como: que probabilidad tenemos de obtener un pozo de “n” cantidad de barriles? cuanto es el P10, P50 y P90 de caudal de petróleo? que variables me están impactando más en mi análisis? cual es mi desviación estándar?

Probabilistic Nodal Analysis 2

Este análisis permite abrir un abanico de posibilidades que pueden ayudar a tomar una decisión al momento de evaluar la prospectividad de perforar un nuevo pozo (en el aspecto de productividad) o evaluar la oportunidad de intervención (estimulación, cañoneo, cambios de zona), en pozos ya existentes.

Entre las variables que podemos sensibilizar con está macro (VBA) tenemos:

  • Presión de Yacimiento
  • Permeabilidad
  • Relación Gas-Petróleo
  • Espesor Útil
  • Factor Skin
  • Presión de Cabezal

Las variables de salida obtenidas en el análisis son:

  • Caudal de Líquido
  • Caudal de Gas

Una de las principales ventajas de utilizar este tipo de macros es que se pueden realizar cambios específicos para evaluar cualquier parámetro que se quiera sensibilizar, gracias a la flexibilidad que brinda una hoja de cálculo de Microsoft Excel.

Requerimientos de Hardware:

  • Procesador Intel Core 2 Duo o superior
  • 2 GB RAM disponible

Requerimiento de Software:

  • Petroleum Experts: Prosper v10 o superior y licencia OpenServer
  • Oracle: Crystal Ball 2000 o superior
  • Microsoft Excel 2003 o superior

Para descargar la macro VBA para enlace de software puede hacer clic en el enlace:

Probabilistic Nodal Analysis

Se debe tener conocimiento de manejo de los software Prosper® y CrystalBall®.

Las variables a sensibilizar deben cargarse a CrystalBall® desde archivos tipo ASCII.

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