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Neuquén, Argentina
10-12 June 2014
Adecuación de Ecuaciones Convencionales
para Pronósticos de Producción de reservorios
No Convencionales
Carlos R. Gilardone
Luciana De Marzio
Nicolas Bellini
Carlos A. Canel
Unconventional Reservoirs Conference
Agenda
• Introducción
• Objetivos
• Análisis del problema y Posibles soluciones
• Adaptación de ecuaciones convencionales
• Aplicación sobre casos reales
• Conclusiones
• Recomendaciones
Introducción – Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-1
Qoil [m3/d]
Qwat [m3/d
Presión dinámica de Fondo
Presión de Boca
GOR[m3/m3]
Introducción – Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-1
Introduccion – Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-2
Presión dinámica de Fondo
Presión de Boca
Qoil [m3/d]
Qwat [m3/d
GOR[m3/m3]
Introduccion – Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-3
Presión dinámica de Fondo
Presión de Boca
GOR[m3/m3]
Qoil [m3/d]
Qwat [m3/d
Introduccion – Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-4
Presión dinámica de Fondo
Presión de Boca
250
500
Liq
uid
rate
[S
TB
/D]
250
500
Gas r
ate
[M
scf/D
]
Plo
t #1 [
Mscf/
D]
2500
5000
7500
Pre
ssure
[psia
]
Plo
t #2 [
psia
]
2500
5000
7500
Gas/o
il ra
tio [scf/stb
]
Plo
t #3 [
scf/
stb
]
21/10/2012 06/11/2012 22/11/2012 08/12/2012 24/12/2012
Introduccion – Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-4
Presión dinámica de Fondo
Presión de Boca
Introduccion Comportamiento de pozos de petroleo No Convencional
• Fuerte declinacion inicial
• Cambio del comportamiento de la declinacion – Estabilizacion
• Importante recuperacion de presion en paros de produccion
• Importante recuperacion del caudal en paros de produccion
• Comportamiento inestable debajo de la presion de burbuja
• Cambios en composicion y propiedades despues de paradas
• Amplio espectro de tipos de fluido
• Deposiciones de parafinas y asfaltenos
Objetivos
Desarrollar una metodología de pronósticos de producción que describa
adecuadamente los procesos físicos en reservorio e instalaciones de
producción que sea una herramienta confiable y que brinde resultados
en tiempos razonables
Con esta metodología deberíamos estar en condiciones de :
• Reproducir las historias de producción y presiones
• Desarrollar pronósticos de producción bajo distintas Alternativas de
Optimización
Cambios de Choke
Cambios en tubing o líneas
Cambios en presiones de captación
Sistemas de Extracción artificial
Otros
Analisis del problema y posibles soluciones
METODOS ESTADISTICOS
METODOS ANALITICOS
METODOS NUMERICOS
Analisis del problema y posibles soluciones
METODOS ESTADISTICOS
Curvas declinatorias
Combinación de curvas declinatorias
IP = Q/(Pwsi – Pwh)
Relación entre parámetros de la fractura y variables de
producción
Analisis del problema y posibles soluciones
METODOS ESTADISTICOS
•Rápida aplicación y visualización
•Eficaces para estudiar comportamientos históricos
•Permiten pronosticar en las mismas condiciones de
operación
•No permiten pronósticos con optimización y cambios
•No pueden modelar comportamiento después de paros
de producción
Análisis del problema y posibles soluciones Evolución del IP = Q/(Pwsi – Pboca)
Presión de boca
Caudal de liquido
Condición
Inicial
Condición
Actual
Optimización
Analisis del problema y posibles soluciones Evolución del IP = Q/(Pwsi – Pb) vs Analisis Nodal Real
Presión dinámica de fondo
Caudal de liquido
Condicion
INICIAL
Optimización
Condición
ACTUAL
Análisis del problema y posibles soluciones Distribución de presiones – Métodos Numéricos
Volumen estimulado
SRV
MATRIZ
Analisis del problema y posibles soluciones
METODOS ANALITICOS
Volumen
estimulado
SRV
MATRIZ
Analisis del problema y posibles soluciones
METODOS ANALITICOS
Volumen estimulado
SRV
MATRIZ
1E-3 0.01 0.1 1 10 100 1000 10000 1E+5
Time [hr]
1
10
100
1000
10000
1E+5
1E+6
Pre
ssure
[psi]
Flujo lineal
Flujo
PseudoRadial
PSS del
SRV
Flujo lineal
Zona No
Estimulada
Analisis del problema y posibles soluciones
Todos los métodos Analíticos y Numéricos requieren
definir el Volumen del SRV.
Algunos métodos Analíticos necesitan también definir
el volumen transferido entre la matriz y el SRV.
Adaptación de ecuaciones convencionales
Volumen estimulado
SRV
MATRIZ
Transferencia de
petróleo
Desde el punto de vista del balance de materia existe una analogía entre
este comportamiento y la intrusión de agua en un yacimiento
convencional
Np(Bo-Rs*Bg)+Bg*Gp-(We-Wp)
mBoi[(Bg/Bgi)-]-(Boi-Bo)+Bg(Rsi-Rs) N=
Adaptación de ecuaciones convencionales
Calculando el volumen original in-situ (N) a distintos tiempos de la
explotación de un yacimiento con sus correspondientes datos de
producciones acumuladas y parámetros PVT dependientes de la presión
estática y considerando We = 0, debería verificarse el mismo valor de N.
Cuando esto no ocurre es porque el sistema recibe aporte de fluidos de
otra fuente, caso en el que los valores de N son crecientes.
Adaptación de ecuaciones convencionales
0.00E+00
5.00E+06
1.00E+07
1.50E+07
2.00E+07
2.50E+07
3.00E+07
0.00E+00 2.00E+06 4.00E+06 6.00E+06 8.00E+06 1.00E+07 1.20E+07 1.40E+07 1.60E+07
Np (m3)
N (
m3)
Np(Bo-Rs*Bg)+Bg*Gp-(We-Wp)
mBoi[(Bg/Bgi)-]-(Boi-Bo)+Bg(Rsi-Rs)N=
N+F(we)
F(we) = We/mBti[(Bg/Bgi)-1]-(Bt-Bti)
Adaptación de ecuaciones convencionales
ANALOGIA INTRUSION DE AGUA – POZO NO CONVENCIONAL
La analogía considera :
Cada pozo de Petróleo No Convencional produce de su propio radio de
drene.
El valor de N en el caso de petróleo convencional corresponde al
volumen del SRV en el caso de No Convencional
El valor de la función de entrada de agua Fwe en el caso de petróleo
convencional corresponde al valor del petróleo transferido entre la
matriz y el SRV en petróleo no convencional.
Para poder aplicar esta analogía se debe tener la historia de presiones
estáticas del SRV.
Esta historia de presiones se obtiene aplicando el ANALISIS NODAL
INVERSO
ANALISIS NODAL INVERSO
Los valores de presión estática en el SRV se calculan :
Se calcula la curva IPR inicial con el valor de Pwsi y la presión dinámica
calculada para el caudal de inicio del pozo.
Con los valores de caudales de fluido en cada fecha se calculan los
valores de presiones dinámicas de fondo a partir de las reportadas en
boca en cada control.
Si el pozo tiene sensor de presión en fondo se toman los valores de
presión dinámica medida en cada fecha
Se declinan las curvas IPR considerando la incidencia del corte de agua
y el daño por compactación hasta cortar el valor de presión dinámica
correspondiente a cada control. La presión estática que marca esta IPR
es la presión del SRV
Adaptación de ecuaciones convencionales
ANALISIS NODAL INVERSO
Presión dinámica de fondo
Caudal de liquido
Condición
Inicial
Presiones dinámica calculadas a
partir de los caudales de fluido y la
presión dinámica de boca
Pwsi
Pws2
Adaptación de ecuaciones convencionales
Pws1
Pws3
Pws4
Adaptacion de ecuaciones
convencionales Con los valores de presión estática en el SRV calculada y las
producciones de fluido acumuladas se calcula la curva N vs Np
De esta curva se deducen los valores del volumen original de SRV y la
función de transferencia de petróleo entre la matriz y el SRV
De esta función de transferencia se despejan los caudales transferidos en
función de Pwsi – Pws.
N versus NP Función de Petróleo Transferido
Aplicación sobre casos reales
Se utilizo la metodología presentada para el análisis y simulación de la
historia de producción de dos pozos de petróleo No Convencional.
Los pasos seguidos fueron los siguientes :
A partir de la historia de producción de fluidos y presión dinámica de
boca se determino la evolución de la presión estática en el SRV
utilizando el análisis nodal inverso
Se calculo la curva N vs Np determinándose el volumen del SRV y la
función de transferencia de petróleo entre la matriz y el SRV
Con estos parámetros se calibro un modelo integral Balance de
Materiales – Nodal. Se corrió este modelo en forma predictiva utilizando
como dato la evolución de la presión de boca.
El modelo integral fue inicializado con el PVT en modo composicional
Aplicación sobre casos reales
Modelo integral para
pronostico
Se desactiva el choque en la
simulación porque se carga como
input presiones de boca de pozo.
Matriz SRV
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-1 – Curva N vs Np
y = 11.366x + 21335
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
N c
alcu
lad
o (m
3)
Np (m3)
N_Np Lineal (N_Np)
VSRV= 21400 m3
C=0.02
rb/day*cp/psi
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-1 – Simulación de la historia de producción de
petróleo
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-1 – Simulación de la historia de presiones
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-2 – Curva N vs Np
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000
N c
alcu
lado
(m3)
Np (m3) N_Np Lineal (N_Np)
VSRV= 18000 m3
C=0.0055 rb/day*cp/psi
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-2 – Simulación de la historia de producción de
petróleo
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-2 – Simulación de la historia de presiones
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900
N c
alcu
lad
o (m
3)
Np (m3)N_Np
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-3 – Curva N vs Np
VSRV= 2000 m3
C=0.04 rb/day*cp/psi
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-3 – Simulación de la historia de producción de
petróleo
0
5
10
15
20
25
30
35
40
03/12/2011 23/12/2011 12/01/2012 01/02/2012 21/02/2012 12/03/2012 01/04/2012 21/04/2012 11/05/2012
Qoil[m3/d] Mbal Qoil[m3/d] Historia
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-2 – Simulación de la historia de presiones
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-3 – Resultados Simulación Numérica
Perfil de Presiones Histórico
Perfil de Presiones Simulado
Modelo controlado por caudal
de petróleo.
Aplicación sobre casos reales
Pozo XX-2 – Resultados Simulación Numérica
Distribución de Presiones al Fin del Ensayo de
Presión
Distribución de Presiones Previo al Ensayo de
Presión
Fluencia
Cierre
Conclusiones
•La Metodologia presentada permite obtener los parámetros para calibrar
modelos de predicción de comportamiento de pozos de petróleo No
Convencional que describen el proceso de producción de este tipo de
yacimientos.
•La utilización de esta Metodologia permite acotar los valores de volumen del
SRV y transferencia de petróleo entre el SRV y la matriz minimizando las
tareas repetitivas de ajuste de estos parámetros en modelos integrales y
simuladores numéricos.
•Los resultados del volumen del SRV permiten evaluar la efectividad de las
fracturas hidráulicas.
•Estos modelos permiten el desarrollo de pronósticos de producción con
análisis de sensibilidad a distintas alternativas de diseño de pozos e
instalaciones y a distintas condiciones de operación inclusive para casos de
cierre de pozos y puesta en marcha posterior.
•La configuración de los modelos predictivos en forma composicional permite
extender el potencial de este tipo de herramientas posibilitando desde prever
variaciones en composición y propiedades PVT de los fluidos durante la
explotación del pozo hasta la predicción de fenómenos de deposición de
parafinas.
Recomendaciones
•Desarrollar algoritmos de diagnostico, calibración y predicción enlazados de
forma de poder analizar un importante numero de pozos en corto tiempo.
•Relacionar los volúmenes calculados para el SRV y las funciones de
transferencia de petróleo con los datos característicos de la fractura de modo
de poder predecir comportamientos futuros con mayor precisión.
•Estudiar especialmente el comportamiento de estos pozos cuando la presión
en el SRV cae por debajo de la de burbuja. Es importante la definición del
valor de la saturación critica de gas y las curvas de permeabilidad relativa
para el ajuste de esta parte de la historia de producción y presiones
•Profundizar el estudio de los fenómenos composicionales que se verifican en
este tipo de fluidos tanto en el equilibrio liquido – vapor como liquido – vapor -
solido
Estado del Desarrollo
TIPO DE FLUIDO METODO CARACTERIZACION ESTADO
Petroleo Base Black Oil + Archivo Test
Gas Base Black Oil + Archivo Beta
Petroleo Riguroso Black Oil + Archivo Desarrollo
Gas Riguroso Black Oil + Archivo Revision Codigos
Petroleo Base + Riguroso Composicional Codigos Base
Gas Base + Riguroso Composicional Codigos Base
Petroleo Predictivo Black Oil + Archivo Desarrollo
Gas Predictivo Black Oil + Archivo Desarrollo
Petroleo Predictivo Composicional
Gas Predictivo Composicional
Estado del Desarrollo
Estado del Desarrollo
Estado del Desarrollo
Estado del Desarrollo – Metodo
Riguroso
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 1 2 3 4 5 6
Pre
sion
[kg
/cm
2]
DP
/Q
[psi
/b
bl/
d]
Ln(tiempo dias)
Dp/Q Pwf
Estado del Desarrollo – Metodo
Riguroso
• Modelo Hurst
tat
PCWe
at
PPiC
dt
dWeew
PPiatw
hkew
dt
dWe
atrw
ra
t
0 )ln(
)ln(
ln
00708.0
Ra=Rsrv
Estado del Desarrollo – Metodo
Riguroso
• Modelo Hurst- Determinacion Grafica de las
constantes
)ln(1
ln1
)ln(1)(
)ln(
)(
tC
aC
atCew
PPi
at
PPiCew
(Pi-P)/ew
Ln(t)
1/Cln(a)
m=1/C
Estado del Desarrollo – Metodo
Riguroso
• Modelo Hurst- Determinación Grafica de las
constantes
y = 10.077x - 4.0768R² = 0.8504
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0
5
10
15
20
25
30
35
0 0.5 1 1.5 2 2.5 3
Pre
sio
n[k
g/
cm2]
DP
/Q
[psi
/b
bl/
d]
Ln(tiempo dias)
Dp/Q Pwf Lineal (Dp/Q)
Estado del Desarrollo – Metodo
Riguroso
• Modelo Hurst- Reproducción Histórica del Caudal
0.0
100.0
200.0
300.0
400.0
500.0
600.0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
0 1 2 3 4 5 6
Qo
il [
bb
l/d
], P
[k
g/
cm2]
DP
/Q
[psi
/b
bl/
d]
Ln(tiempo dias)
Dp/Q Qo Pwf Qo calc
Neuquén, Argentina
10-12 June 2014
Adecuación de Ecuaciones Convencionales
para Pronósticos de Producción de reservorios
No Convencionales
Carlos R. Gilardone
Luciana De Marzio
Nicolas Bellini
Carlos A. Canel
Unconventional Reservoirs Conference
GRACIAS POR SU ATENCION
