Otras consideraciones en el Cotejo Histórico en la Simulación Numérica de Yacimientos

Malla 
Los datos originales introducidos en los modelos de simulación raramente representan las condiciones exactas del yacimiento, debido a que la distribución de información no es continua, por falta de información fidedigna, por baja resolución de los datos o por problemas de escala. Esto significa que es necesario realizar una serie de ajustes en parámetros claves hasta que se logre reproducir con el simulador el comportamiento histórico de presión y producción con un grado mínimo aceptable. El Cotejo Histórico es el proceso mediante el cual se ajustan los datos claves del modelo para reproducir el comportamiento del yacimiento; y es una de las etapas de la simulación que requiere más tiempo y esfuerzo para ser completada, ya que depende básicamente del número de pozos existentes, de los años de historia de producción y de la complejidad del modelo. El cotejo histórico se puede dividir en cuatro etapas:
a) Inicialización: etapa donde se coteja que el POES calculado por el modelo de simulación con el calculado manualmente y de manera volumétrica y se establece que el modelo se encuentra inicialmente en Equilibrio Hidrostático.
b) Cotejo de Presiones: es la etapa en la que se le suministra al modelo de simulación las tasas de producción de petróleo y las tasas de inyección, las cuales serán reproducidas por el modelo; y se coteja el comportamiento de presión del yacimiento.
c) Cotejo de Saturaciones: consiste en ajustar la distribución de saturaciones de las distintas fases en toda la extensión del yacimiento, la cual se establece mediante los comportamiento de RGP y corte de agua de los pozos productores. En esta etapa es importante mantener el cotejo de presiones alcanzado en la fase anterior.
d) Ajuste de la Productividad de los pozos: en esta etapa se ajustan los valores reales de productividad de los pozos existentes en el modelo de simulación antes de entrar a la fase de predicciones.
INICIALIZACION
Una vez que se introduce la data no recurrente (aquella que no cambia con el tiempo) se hace necesario inicializar el modelo de simulación para buscar posibles inconsistencias en las propiedades del modelo. Este proceso resulta necesario como consecuencia de la necesidad de establecer las condiciones iniciales de la acumulación, es decir al tiempo t=0.
Después de corregir los datos que pueden impedir la ejecución de la corrida, se comparan los cálculos realizados por el computador en relación al volumen de petróleo, gas y agua en relación a los cálculos volumétricos hechos a mano. Estos valores deben converger dentro de cierto margen de error debido a la diferencia de resolución utilizada en ambos métodos. Una diferencia de +/- 5 % del valor calculado a mano se considera aceptable. Para diferencias mayores es necesario revisar y corregir las desviaciones encontradas en cualquiera de los siguientes parámetros:
Porosidad Espesores netos de los bloques
Saturación de Fluidos Profundidad de los CGP y CAP
Presiones Capilares Propiedades PVT (Bo, Rs, Co, etc)
Dimensiones de los bloques Bloques fuera de la estructura

Los parámetros de porosidad, saturaciones de fluidos, espesores y dimensiones de los bloques (área) y las propiedades PVT están relacionados directamente con la formulación volumétrica para el cálculo del POES:
image Las Presiones Capilares pueden influenciar el cálculo del POES al incrementar o disminuir la Swi como resultado de cambiar la extensión de la zona de transición entre el yacimiento y el nivel de agua libre. De igual manera ocurre con la posición de los contactos de fluidos, los cuales tendrán un impacto significativo sobre el cálculo del POES. La sensibilidad del modelo de simulación con respecto a este valor dependerá de la extensión del modelo en la dirección paralela a la ubicación de dicho contacto. También es importante revisar la cantidad de bloques que se encuentran parcialmente fuera de los limites del yacimiento.
Una vez establecido y corregido la causa del error al calcular el POES, se procede a establecer si el modelo de simulación se encuentra inicialmente en condiciones de equilibrio. El yacimiento se debe encontrar en condiciones de equilibrio hidráulico antes de ser drenado por los pozos y esas condiciones deben ser representadas en el modelo. Esta condición es esencial y debe ser verificada antes de ejecutar el modelo asignando tasa a los pozos, esto con la finalidad de evitar cambios de presión en el modelo causados por drenaje y que pudiesen enmascarar problemas de desequilibrio inicial. Las posibles causas de condiciones iniciales de desequilibrio son:
a) Regiones en contacto y definidas con regímenes de presión diferentes
b) Regiones en comunicación con diferentes propiedades PVT o Presiones Capilares
c) Uso de la técnica de enumeración para definir las propiedades individuales de los bloques
Es necesario destacar que la técnica de enumeración es usada para simular un yacimiento en condiciones iniciales de desequilibrio. Esta técnica puede aplicarse para eliminar o reducir el periodo de Cotejo Histórico de un yacimiento dado.
COTEJO DE PRESIONES
Durante este proceso se busca cotejar las presiones promedio tanto a nivel del yacimiento, como de áreas y pozos. Debido a que este proceso es un proceso básicamente de Balance de Materiales es necesario cotejar la producción e inyección total del yacimiento, con el objeto de tomar en cuenta el vaciamiento al cual éste ha sido sometido.
Con la finalidad de lograr reproducir las tasas de petróleo de los pozos, es probable que sea necesario incrementar el índice de productividad de los mismos, sin embargo si el factor necesario para lograr este efecto es muy grande resulta más aconsejable aumentar la transmisibilidad de los bloques incrementando la permeabilidad o incluso los espesores de los bloques. Por otra parte, será necesario vigilar que las producciones de gas y agua tengan un comportamiento similar al real para simular razonablemente el vaciamiento del yacimiento. Algunos simuladores permiten cotejar la tasa total del pozo (qo+qg+qw) con este mismo propósito. Los principales parámetros que pueden influenciar el comportamiento de presiones en un modelo de simulación son los siguientes:
a) Tamaño y permeabilidad del acuífero
b) Transmisibilidad a través de las fallas
c) Tamaño de la acumulación petrolífera
d) Compresibilidad de la roca y los fluidos
e) Ajustes del NTG (net to gross)
COTEJO DE SATURACIONES
Para realizar este proceso se debe establecer en el modelo de simulación una distribución de la saturación de petróleo, gas y agua similares a la distribución real en el yacimiento. Sólo con una representación apropiada de esta distribución con una descripción adecuada de la movilidad relativa de cada fase (permeabilidades relativas) y en el caso de gas con las propiedades PVT, será posible cotejar con un grado aceptable el comportamiento de la RGP y el corte de agua.
Primeramente, se debe buscar cotejar el comportamiento de RGP y el % de AyS para todo el yacimiento, modificando fundamentalmente la movilidad de los fluidos a través de las curvas de permeabilidad relativa. El comportamiento inicial de la RGP debe ser cotejado con valores de Rs obtenidos del análisis PVT. Luego es necesario aumentar el detalle del cotejo llevándolo a nivel de regiones y pozos, para o cual probablemente será necesario definir criterios de permeabilidad preferencial. Una vez que este proceso ha sido concluido satisfactoriamente, es necesario asegurarse que no se ha perdido el cotejo de presión, en cuyo caso será indispensable repetir este paso previo. Los parámetros que influencian en mayor grado este proceso son:
a) Curvas de permeabilidad relativa
b) Permeabilidades preferenciales (en cada dirección)
c) Curvas de Presión Capilar
AJUSTE DE PRODUCTIVIDAD DE LOS POZOS
En esta fase se ejecutan corridas del modelo de simulación para ajustar los parámetros de influjo de fluidos a las características reales de los pozos. Para que este proceso tenga validez es necesario calcular las presión de fondo fluyente del pozo, parámetro este que dependerá de las dimensiones de la tubería, de la tasa de producción, RGL total y del %AyS.
Previamente durante los procesos estudiados anteriormente solo se debe suministrar un valor constante de Pwf. La productividad de cada pozo deberá ser ajustada dentro de los límites razonables hasta reproducir las tasas actuales de producción de los pozos activos. Los pozos cerrados o las localizaciones a perforar serán estimados dependiendo de su cercanía a los pozos activos.
Tomado de: J. Quintero. Guía de Simulación Numérica de Yacimiento.
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