Aplicacion de Procesos Avanzados Usando OFM

Schlumberger Information Solutions

OILFIELD MANAGER® 2005

Procesos en OFM

2008

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Contenido 1. PRESIÓN VOLUMÉTRICA ..............................................................................................................5

1.1 INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................5 1.2 PROCEDIMIENTO............................................................................................................................5

1.2.1 Creación de Variables .............................................................................................................5 1.2.2 Selección de los Pozos.............................................................................................................7 1.2.3 Realización de los Cálculos.....................................................................................................7

2. INDICE DE HETEROGENEIDAD .................................................................................................11

2.1 INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................................11 2.2 PROCEDIMIENTO..........................................................................................................................11

2.2.1 Creación del data Register ....................................................................................................11 2.2.2 Creación de Variables Calculadas ........................................................................................12 2.2.3 Generación del Grafico .........................................................................................................13

3. GRAFICOS DE CHAN .....................................................................................................................17


3.2.1 Creación de las Variables Calculadas ..................................................................................19 3.2.2 Selección de los Pozos...........................................................................................................19 3.2.3 Generación del Grafico .........................................................................................................20

4. CALCULO DE DECLINACIÓN ENERGÉTICA, MECÁNICA Y TOTAL ...............................22


4.2.1 Seleccionar el Periodo de Análisis. .......................................................................................23 4.2.2 Determinar la continuidad del Pozo......................................................................................24 4.2.3 Generar un reporte con la información necesaria y exportar los datos................................25 4.2.4 Calcular la Declinación Total. ..............................................................................................27 4.2.5 Calcular la Declinación Energética. .....................................................................................28

5. GENERACION DE MAPA DE RESERVAS REMANENTES .....................................................30


5.2.1 Generacion de valores de reservas por pozo.........................................................................31 5.2.2 Crear Variable Calculada. ....................................................................................................33 5.2.3 Generar el mapa de reservas.................................................................................................34

6. USO DE PATRONES DE INYECCIÓN..........................................................................................36


6.2.1 Creación de los patrones. ......................................................................................................37 6.2.2 Utilización de los patrones. ...................................................................................................39

7. MODELO DE PRESIONES .............................................................................................................41


7.2.1 Revisar y validar los datos de presiones ...............................................................................42 7.2.2 Ajustar una curva de presión en el periodo donde hallan datos ...........................................43 7.2.3 Conservar la curva ajustada para el yacimiento o las regiones de presión.........................45 7.2.4 Obtener los ajuste para cada uno de los pozos en el período restante .................................47

8. RADIO DRENADO POR POZOS VERTICALES.........................................................................55

8.1 INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................................55

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8.2 PROCEDIMIENTO..........................................................................................................................56 8.2.1 Creación de la variable calculada ........................................................................................56 8.2.2 Generación del mapa de burbuja ..........................................................................................58

9. CALCULO DE POES........................................................................................................................59


9.2.1 Seleccionar los pozos del yacimiento ....................................................................................60 9.2.2 Generar los mapas de Isopropiedades ..................................................................................60 9.2.3 Calcular el POES ..................................................................................................................62

10. DISTRIBUCIÓN DE PRODUCCIÓN. .......................................................................................64


10.2.1 Construir la historia de Mangas.......................................................................................65 10.2.2 Crear las variables calculadas y funciones de usuario. ...................................................66 10.2.3 Distribuir la Producción...................................................................................................68

11. CARGA Y ANÁLISIS DE PVT ...................................................................................................69


11.2.1 PVT sintético por correlaciones .......................................................................................71 11.2.2 PVT a través de enlace con Excel.....................................................................................74 11.2.3 PVT cargando archivos planos.........................................................................................77 11.2.4 Creación de variables calculadas.....................................................................................80 11.2.5 Visualización a través de reportes y gráficos: ..................................................................83

12. DIAGRAMAS MECÁNICOS EN OFM .....................................................................................85

12.1 INTRODUCCIÓN ...........................................................................................................................85 12.2 CREANDO DIAGRAMAS MECÁNICOS EN OFM .............................................................................86 12.3 UTILIZACIÓN DE LA MACRO WBD BUILDER.XLS .........................................................................96 12.4 OPCIONES DE VISUALIZACIÓN....................................................................................................100

13. CARGA DE REGISTROS Y CREACIÓN DE CORRELACIONES.....................................101

13.1 INTRODUCCIÓN .........................................................................................................................101 13.2 CREACIÓN DE TABLAS DE DEFINICIÓN EN OFM .........................................................................102 13.3 CARGA DE REGISTROS VIA IMPORT DATA LOADER....................................................................104 13.4 CARGA DE REGISTROS USANDO LA MACRO LASTOOFM...........................................................106 13.5 VISUALIZACIÓN DE REGISTROS ..................................................................................................109 13.6 CREACIÓN DE CORRELACIONES.................................................................................................112

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Introducción. OilField Manager (OFM) es una poderosa aplicación con un conjunto de herramientas para la administración y monitoreo de campo de producción de petróleo y gas. OFM te permite usar una variedad de datos para identificar tendencias, localizar problemas y predecir la producción. Este manual esta orientado a usuarios de OFM con experiencia en el manejo avanzado de la herramienta y explica un grupo de procesos que usando las distintas herramientas de OFM nos permiten realizar un mejor estudio de nuestros campos o yacimientos petroleros. Este manual es producto de la recopilación de los trabajos realizados por los diferentes expertos en el uso de la aplicación y gracias a su aporte se tomaron los diferentes temas y se realizo la adaptación a la versión de la aplicación OFM 2005. El manual puede ser utilizado como referencia para entrenamiento sobre los procesos en el explicado. Los procesos seleccionados aquí son:

• Presión Volumétrica. • Índice de Heterogeneidad • Gráficos de Chan • Declinación Energética, Mecánica y Total • Reservas remanentes • Patrones • Modelo de Presiones • Radio Drenado • Calculo del POES • Distribución de Producción • Carga y Análisis de PVT • Diagramas Mecánicos • Carga de Registros y Creación de Correlaciones

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1. Presión Volumétrica

• Introducción

• Procedimiento

• Creación de Variables

• Selección de los pozos

• Realización de los Calculos

1.1 Introducción

La presión volumétrica viene dada por el valor de la presión basada en función del espesor de la arena en cada punto del yacimiento. El cálculo de la presión volumétrica esta definido como: (∑∑∑∑ p.h) / ∑∑∑∑h Donde p = presión h = espesor de la arena. Para ayudarnos con esto OFM nos permite a través de la opción de grid map obtener un mapa con cada uno de los valores de ambos miembros de la ecuación, y con estos resultados se puede realizar la división y se obtiene el valor deseado. Es importante para el cálculo que los valores de presión que se utilicen hayan sido tomados en un periodo cercano de tiempo.

1.2 Procedimiento

Debido a los cambios que presenta la presión en el tiempo debemos definir con cual valor de presión vamos a trabajar. Para el presente ejercicio vamos a utilizar los valores de presión tomadas en el año 2004.

1.2.1 Creación de Variables

Debemos crear una variable calculada que contendrá para los pozos que tienen toma de presión durante este año el último valor de esta variable registrada en OFM. Debemos utilizar la función del sistema CLAST. La variable quedaría de la siguiente forma Presion.2004= @Clast(presion.pres_datum, presion.pres_datum > 0 & @Year(fecha) = 2004 )

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Donde : presion.pres_datum es la variable que contiene el valor de la presión al datum registrada para el pozo. @Year es una función del sistema que retorna el año de una fecha dada. @Clast es una función del sistema que retorna el último valor dado de una variable cumpliéndose cierta condición. En este caso estamos buscando el último valor mayor de 0 que exista en el año 2004. Para crear esta variable dentro de OFM seleccionamos en el menú de Database la opción de Calculate Variable. Inmediatamente se presentara la pantalla siguiente donde se observan todas las variables calculadas existentes. En ella seleccionamos el botón de New a fin de crear una nueva variable calculada, utilizando la formula que previamente definimos. OFM presentara entonces la pantalla donde debemos introducir nuestra formula tal como se observa en la próxima ventana.

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Al presionar el botón de OK OFM traerá una nueva pantalla donde indicaremos el nombre de la variable así como si deseamos establecer valores por defecto que se usaran para esta tanto en los gráficos como en los reportes podemos indicarlos con las pestañas apropiadas, de igual forma existe una pestaña para indicar unidades, multiplicador y sistema métrico asociado a ella.

1.2.2 Selección de los Pozos

Previamente debemos mediante un filtro seleccionar los pozos del yacimiento al cual queremos calcularle la presión volumétrica, para ellos usamos el panel de Filter y en ella utilizamos la opción de Category y en ella buscamos el yacimiento al cual queremos realizar el calculo. Para el ejemplo seleccionamos el yacimiento B-6-X, e inmediatamente OFM presentara el mapa base con solo los pozos que pertenecen a este yacimiento.

1.2.3 Realización de los Cálculos

Para la realización de los cálculos en el menú principal bajo la selección de Analysis / Grid Map determinamos la herramienta que vamos a utilizar en el proceso, seguidamente se presentara la pantalla donde se muestran los diferentes archivos de mapas utilizados y nos permite modificar eliminar o agregar uno nuevo, seleccionamos el botón de New para indicar que deseamos crear un nuevo mapa. Se presentara una nueva pantalla donde debemos seleccionar las variables que queremos ver en el mapa, en nuestro caso son Presion.2004 y Petrof.Espesor las cuales

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habíamos creado anteriormente. Adicionalmente podemos colocar un titulo que deseamos en el mapa por ejemplo “Presión Volumétrica”. Presionamos el boton Next dos veces o simplemente el boton de Finish y OFM realizara los calculos correspondientes y nos presentara un primer mapa con la primera variable seleccionada, tal como se aprecia en la siguiente figura. A fin de definir un resultado más exacto debemos determinar el área sobre la cual queremos trabajar. Para hacer esto seleccionamos la opción del menú EDIT/GRID

AREA/NEW y sobre el mapa digitalizamos el área deseada, al finalizar hacemos click al botón derecho del ratón y seleccionamos la opción de DONE. OFM procede entonces a limitar el grid a esta área. De igual forma es muy importante determinar un mallado menos grueso y para ello aumentamos el numero de celdas dentro del panel de Properties el valor asociado a Maximun Grid Size lo llevemos a 200 quedando el mapa tal como se aprecia en la siguiente figura.

R-0808-E

R-0812-E

R-0834

R-0845

R-0849

R-0851R-0851ST

R-0853R-0856

R-0857

R-0858

R-0859

R-0860R-0861R-0861ST

R-0862

R-0869

Presion Volumetrica

Presion 2004 ( psi )

55.84 418.76 781.68

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Con este resultado procedemos a grabarlo en un archivo para ello seleccionamos la opcion de File / Save as y se nos presentara una pantalla para indicar el nombre del archivo que se desea generar, completado esto OFM solicitara se le indique una pequeña descripción y un nombre lógico que utilizara internamente y nos dará la opción de guardar si se ha utilizado un área de grid y unos puntos de control en la generación del mapa. La siguiente pantalla nos muestra esto, donde indicamos una descripción “Presión 2004 (psi)” y un nombre en OFM Presión. Este nombre es el que será utilizado en el cálculo. Nota el Name no debe incluir caracteres tales como -,/,+,*, Ya que OFM los interpreta como operadores del gris lo cual puede generar valores errados. Como siguiente paso vamos a generar ahora un mapa similar pero con los datos de espesor. Para ello podemos en el panel de Properties cambiar la variable por la correspondiente a Petrof.Espesor y obtenemos el nuevo mapa con los valores de espesor. En la parte inferior de la pantalla aparece una pestaña con el nombre de Grid Statistics la cual al seleccionar nos muestra información de interés.

R-0808-ER-0812-E

R-0834

R-0845

R-0849

R-0851R-0851ST

R-0853R-0856

R-0857

R-0858

R-0859R-0860R-0861R-0861ST

R-0862

R-0869

Presion Volumetrica

Presion 2004 ( psi )

55.84 418.76 781.68

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De esta lista de valores necesitamos el valor correspondiente a la columna Sum el cual nos indica el valor de la Sumatoria de los valores de cada celda. En este caso el valor de 797654 representa el valor correspondiente al denominador de nuestra ecuación (∑∑∑∑h). Procedemos de igual forma que en el caso anterior a guardar el archivo con los datos del mapa y en el momento que nos indica el nombre del mapa podemos indicarle el nombre de espesor. Con los dos mapas salvados vamos entonces a efectuar el producto del mapa de presión por el mapa de espesor de la siguiente manera. Estando viendo uno de los mapas seleccionamos la opción de Tools / Calculate y se nos presentara una ventana donde indicaremos la operación que queremos realizar tal como se indica en la siguiente figura. Presionamos el botón de OK y aparecerá el mapa resultado del producto entre el mapa de espesor y el mapa de presión. Adicionalmente en la parte de grid statistics podemos revisar el valor correspondiente a SUM el cual representa la sumatoria de los valores de presión por espesor, esto representa el valor de nuestro numerador, en este caso es 337752389 con este valor y el anteriormente determinado 797654 realizamos la división correspondiente 337752389/797654 lo cual nos genera un valor de presión volumétrica de 423.43 psi.

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2. Indice de Heterogeneidad

• Introducción

• Procedimiento

• Creación del Data Register

• Creación de Variables Calculadas

• Generación del Grafico

2.1 Introducción

El índice de heterogeneidad es utilizado para comparar el rendimiento de los pozos durante toda su vida de producción, al utilizar este índice en OFM mediante un SCATTER PLOT nos permite detectar cuales han sido los mejores pozos en la vida de nuestro campo, yacimiento etc. La forma de calcular este índice es con el resultado de la división de la tasa de producción de los pozos entre la producción promedio de todos los pozos. Este resultado será igual a 1 cuando el pozo produce igual al promedio, menor de 1 si su producción es menor y mayor de 1 si la producción es mayor. A fin de tener un índice que indique con 0 los pozos que se refieren al promedio procedemos a restar 1.

2.2 Procedimiento

Para realizar este procedimiento debemos crear un data register en el cual almacenaremos la información del pozo promedio. Esto lo realizamos de la siguiente forma.

2.2.1 Creación del data Register

Seleccionamos los pozos que deseamos trabajar usando el panel Filter y luego agrupamos los pozos seleccionados con la opción Group Data dentro de este panel. Con esta información agrupada y la variable PETROLEO.TASA.CAL.POZO la cual contiene la información de la tasa total dividida por el numero de pozos activos durante cada mes (representaría el pozo promedio), procedemos a crear el data register a fin de que este sea almacenado en memoria. Seleccionamos la opción de Tools/Data Register y aparecerá la ventana de Data Register.

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En ella debemos colocar los valores siguientes: seleccionar el numero del registro que deseamos guardar ejemplo 3 en X seleccionamos la variable fecha y en Y la variable PETROLEO.TASA.CAL.POZO. Es muy importante activar la opción de LOCK en la ventana para de esta forma este registro permanezca bloqueado. Debemos crear un registro igual pero para el agua producida (AGUA.TASA.CAL.POZO), como ejemplo podemos utilizar el registro numero 4.

2.2.2 Creación de Variables Calculadas

Ahora vamos a crear las variables calculadas que nos permitan calcular estos índices. Para ello seleccionamos la opción DATABASE/CALCULATED VARIABLES y se presentara una ventana con todas las variables calculadas allí seleccionamos el botón de New donde podremos indicar la formula de la variable que deseamos crear: Indice.Petroleo.Mensual = Petroleo.tasa.cal.pozo / @Reg(3,fecha,”date”) –1 Donde: Petroleo.tasa.cal.pozo representa la tasa de petróleo que produce el pozo. @Reg(3,fecha,”date”) representa la función para extraer del registro almacenado la tasa de petróleo del pozo promedio. -1 Factor para normalizar.

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Al seleccionar el botón de OK se presentara una pantalla donde indicaremos el nombre de la variable que deseamos generar INDICE.PETROLEO.MENSUAL y podemos determinar los valores por defecto de la variable en un reporte y un grafico así como las unidades asociadas a la variable, al concluir seleccionamos el botón de OK. De igual forma se crea una variable para extraer el INDICE.AGUA.MENSUAL el cual referencia la productividad del agua. Estos índices representan la productividad de los pozos en una fecha dada en el tiempo, si deseamos considerar toda la historia activa del pozo creamos una nueva variable que permita acumular los valores de este índice y así este resultado representara su comportamiento histórico y no puntual. Para hacer esto vamos a utilizar la función del sistema @RSUM. Es posible crear esta variable directamente pero considero de mayor utilidad tener la variable de índice mensual y acumulado por separado. Para crearla nuevamente seleccionamos la opción DATABASE/CALCULATED VARIABLE OFM presentara la lista de variables calculadas existentes, seleccionamos el botón de New allí indicaremos la formula que vamos a emplear en este caso es Indice.Petroleo.Acumulado= @Rsum( Indice.petroleo.Mensual ). Al seleccionar el boton de OK se presentara una pantalla donde indicaremos el nombre de la variable que deseamos generar INDICE.PETROLEO.ACUMULADO y podemos determinar los valores por defecto de la variable en un reporte y un grafico así como las unidades asociadas a la variable, al concluir seleccionamos el botón de OK. De igual forma creamos una variable calculada que representa el INDICE.AGUA.ACUMULADA.

2.2.3 Generación del Grafico

Teniendo todos los datos procedemos a crear el SCATTER PLOT. Para ello seleccionamos la opción de ANALYSIS/SCATTER PLOT y en ella seleccionamos el botón de NEW con el objeto de crear un nuevo archivo. Inmediatamente se presentara la pantalla donde vamos a seleccionar las variables que utilizaremos en el grafico, para este caso son:

- Indice.Agua.Acumulado - Indice.Agua.Mensual - Indice.Petroleo.Acumulado - Indice.Petroleo.Mensual

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Fíjense que al seleccionar la primera de las variables OFM automáticamente incluye en la lista la variable fecha, esto es debido a que el tipo de datos es mensual y se requiere esta variable para este tipo de gráficos. Al seleccionar el botón de NEXT y se presentara una nueva ventana en la cual debemos indicar si los datos son por pozo o por grupos, si se quiere indicar alguna condición especificar un rango de fechas e indicar la frecuencia de los datos. Seleccionamos el botón de NEXT y ahora tendremos la opción de indicar bajo que dataset deseamos guardar los datos del grafico. Seleccionamos el botón FINISH al completar todo lo necesario, e inmediatamente OFM comenzara a crear el archivo con la información pozo a pozo que le indicamos, seguidamente se nos presentara la pantalla de scater plot con los valores por defecto del grafico. Para graficar el índice de heterogeneidad en el panel de propiedades debemos seleccionar como variable en el eje X Indice de Petróleo Acumulado y como variable en el eje Y índice de Agua Acumulado. Podemos también seleccionar unos mejores valores máximo y mínimos de los ejes. Una vez realizado esto tendremos en pantalla el gráfico de Indice de Heterogeneidad y en ella podemos apreciar los diferentes puntos de dispersión ubicados en las escalas respectivas. OFM automáticamente ubicara el grafico en la máxima fecha de datos existentes pero si deseamos podemos seleccionar una fecha específica usando la lista de valores o los botones existentes para tal fin. Una vez en la fecha seleccionada podemos escoger cual es nuestro mejor pozo cuales pozos han producido bien y cuales no han tenido buena producción por medio de la opción de EDIT/SET EDIT /CREATION la cual nos permite crear nuestros grupos. Para este caso

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podemos crear dos grupos, el primero con los pozos buenos los cuales estarían ubicados en la parte baja y derecha de nuestro gráfico, y los pozos con alta producción de agua los cuales estarían ubicados en la parte alta e izquierda del gráfico. Al presentarse la siguiente pantalla en ella seleccionamos el botón de Add y podemos definir el nombre que le queremos dar al grupo, por ejemplo Pozos Buenos, y las propiedades asociadas a este grupo, color tipo de símbolo, tamaño, si deseamos ver el nombre del pozo y su recorrido en el tiempo, etc. Posteriormente procedemos a seleccionar cuales de los pozos en el grafico pertenecen a esta categoría. De igual forma procedemos con los pozos con alta producción de Agua. Para ello creamos otro grupo Pozos con Agua y le asignamos sus propiedades. Al finalizar debemos tener un gráfico parecido al que se muestra en la próxima figura.

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Adicionalmente tenemos la opción de una vez determinados cuales son los pozos de cada grupo visualizar su ubicación en el mapa y de esta forma observar si ellos están ubicados geográficamente en una misma zona o si su distribución es aleatoria en el campo.

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3. Graficos de Chan

• Introducción

• Procedimiento

• Creación de Variables

• Selección de los Pozos

• Generación de los Gráficos

3.1 Introducción

Con este proceso se pretende realizar en OFM de una manera rápida diagnósticos del origen de la producción de agua perjudicial en los pozos, cuya producción excesiva se puede reducir si se logra identificar su procedencia. En algunos casos se han realizado interpretaciones erróneas, como diagnosticar la elevación del contacto agua – petróleo, lo que puede conducir a abandonar prematuramente un yacimiento. Como se sabe el origen del agua perjudicial puede estar dado por ciertas condiciones intrínsecas del yacimiento, o por problemas existentes en las cercanías del pozo. Por lo general, el flujo proveniente de las cercanías del pozo es la causa más crítica pero sin embargo por hecho de estar relacionado con la completación del pozo no deja de ser una de las causas con más oportunidades de tratamiento. Para la creación de este proceso se utilizó la metodología desarrollada y publicada por K.S. Chan en el año 1995, dicha técnica se basa en la construcción de gráficos doble logarítmicos donde se representa la relación Agua – Petróleo (RAP) Vs su Derivada (RAP`), Estos gráficos han sido demostrados mediante la simulación de yacimientos de diferentes características. A continuación se muestra la respuesta simulada de los casos tomados en cuenta para este proceso. - Si se observa que la curva de la derivada (RAP)´ disminuye con el tiempo, entonces

estaríamos hablando de un caso de CONIFICACION.

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- Un aumento abrupto de ambas curvas RAP y RAP`, indica la existencia de flujo proveniente de las cercanías del pozo, tal como problemas de COMUNICACION MECANICA.

- El siguiente caso muestra un comportamiento de CANALIZACION ó

ADEDAMIENTO. - Y por último en este gráfico se representa un barrido normal del yacimiento por efecto

del agua (corte de agua > 60%).

3.2 Procedimiento

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El procedimiento a utilizar para la elaboración de estos gráficos en OFM es el siguiente.

3.2.1 Creación de las Variables Calculadas

Se crea la Variable Calculada que representa la derivada de la Relación Agua – Petróleo, haciendo uso de algunas System Functions (Funciones del Sistema), que posteriormente serán descritas. A continuación se muestra dicha Variable que físicamente no es más que la pendiente de una recta tangente a la curva. @Abs((RAP - @Previous(RAP)) / @If(Prd.Dias>0, Prd.Dias, @Dom(Fecha))) Donde: @Abs (numeric) = Determina el valor absoluto de la expresión numérica. @Previous (numeric expression) = Encuentra el valor anterior de la expresión numérica especificada. @If (numeric condition, true numeric expression, false numeric expression) =

Establece una condición a la expresión numérica especificada, que de acuerdo a la sintaxis la función tomará el segundo argumento si la condición es verdadera de lo contrario tomará el tercer argumento. @Dom (Fecha) = Esta función tomará los días calendarios del mes que se especifique en la fecha.

3.2.2 Selección de los Pozos

Se efectúa una selección de los pozos pertenecientes al yacimiento en estudio a través del panel de Filter / Category, adicionalmente si queremos asegurarnos la selección únicamente de pozos con producción, para esto se debe realizar otro filtro usando en esta oportunidad la opcion de Table Data, activándose la tabla PRD como se aprecia en la siguiente figura..

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3.2.3 Generación del Grafico

Se procede a crear el gráfico a través de Analysis / Plot y se edita colocando en la opción Plot Data en el eje “X”, la Variable Dias.Prod.Acum y en el eje “Y” las Variables Calculadas RAP y RAP.Derivada de la manera que se muestra en la siguiente figura. Los gráficos de Chan están basados escala logarítmica por esto debemos asegurar que los ejes estén seleccionados en esta escala, para ello marcamos cada uno de los ejes y seleccionamos el panel de propiedades, en la opción Scale / Scale Type debemos asegurarnos que aparezca logarithmic seleccionado, tal como se aprecia en la siguiente figura.

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Una vez finalizado tendremos un grafico como el que se muestra en la figura siguiente:

Este gráfico nos muestra de acuerdo a su comportamiento, el caso del incremento abrupto de ambas curvas, lo que estaría reflejando flujo proveniente de las cercanías del pozo, que bien pudiera estar asociado a una posible comunicación mecánica, ahora bien este diagnóstico debe estar acompañado de otros análisis. Para este caso en particular se debe verificar si existe deficiencia en la adherencia del cemento mediante la revisión de registros de cementación existentes. Cabe señalar que este comportamiento también es típico cuando existe daño en la formación provocando que el agua invada el intervalo productor de otra zona.

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Dias Prod Acum ( days )

R-0821-ERAP ( bbl/bbl )

RAP Derivada ( bbl/bbl )

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4. Calculo de declinación Energética, Mecánica y Total

• Introducción

• Procedimiento

• Seleccionar el periodo de análisis

• Determinar la continuidad de los pozos

• Generar un reporte con la información y exportar los datos a una tabla de OFM

• Calcular la declinación Total

• Calcular la declinación Energética

• Calcular la declinación Mecánica

4.1 Introducción

El valor de declinación total del yacimiento o grupo de pozos esta afectado por dos factores, la declinación natural del grupo de pozos debido a la perdida de energía llamada declinación energética, y la declinación por efectos de problemas con los pozos o declinación mecánica. Dado esto podemos decir lo siguiente: DT = DM + DE Donde DT Declinación Total DM Declinación Mecánica DE Declinación Energética. Para realizar esto podemos utilizar el modelo de declinación de OFM calcular la declinación energética, la declinación total y por diferencia obtenemos la declinación mecánica.

4.2 Procedimiento.

Los pasos a seguir para realizar este análisis usando OFM son los siguientes:

- Seleccionar el periodo de análisis.

- Determinar la continuidad del pozo.

- Generar un reporte con la información y exportar los datos a una tabla de OFM.

- Calcular la Declinación Total.

- Calcular la Declinación Energética.

- Calcular la Declinación Mecánica.

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4.2.1 Seleccionar el Periodo de Análisis.

A fin de permitir al usuario una mayor flexibilidad en la selección del periodo a estudiar se puede crear una user function por medio de la cual el usuario indicara la fecha inicial del estudio y el número de meses que desea. La función de usuario quedaría de la siguiente forma: DECL_PERIODO() IF (@RECALL(11) <= 0 ) @ASKTOSTORE(11,”FECHA INICIAL (YYYYMM): “,1 ,12 ,“NUMERO DE MESES : “, 1); DECL_PERIODO=”Iniciando en ” + @FMTDATE( @RECALL(11), ”Mmm-YYYY”) + “ y por “ + @NTOA(@RECALL(12),3,0) +” meses”; Para crear esta función debemos seleccionar la opción Database/User Functions e indicar el nombre de la función que queremos crear ( DECL_PERIODO ) y marcamos el botón de ADD en la ventana de Edit User Function escribimos la función tal como se observa en la figura. Esta función chequea si se ha indicado previamente un periodo de estudio para utilizarlo o sino solicitar el nuevo periodo. La función retorna un texto indicando lo seleccionado, la idea es en un paso posterior colocar este texto como encabezado del reporte de manera de que el usuario indique el periodo en forma directa al ejecutar el reporte.

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4.2.2 Determinar la continuidad del Pozo.

Para hacer esto es necesario crear una serie de variables calculadas que permitirán averiguar si el pozo estuvo activo o no en un mes y una vez que el pozo paso a un estado inactivo considerarlo desde allí en adelante como inactivo, de esta forma eliminamos los efectos de reparaciones que pueden afectar nuestro análisis de declinación. Estas variables contendrán lo siguiente: DECL.FECHA=@RECALL(11) la cual indica la fecha de inicio del estudio. DECL.MESES= @RECALL(12) la cual indica cuantos meses comprende el estudio. DECL.MESES.TRANSCURRIDOS= @ELAPSEDMONTHS( FECHA, DECL.FECHA) la cual permite indicar cuantos meses han transcurrido entre la fecha actual y la fecha de inicio del estudio. DECL.CATEG= @IF( DECL.MESES.TRANSCURRIDOS >= 0 & ( @DOM(FECHA) – @NZ(PRD.DIAS )<= 5),1,0) la cual de acuerdo a si el pozo esta inactivo por mas de 5 dias o si la fecha es menor a la fecha inicial del estudio toma el valor de 0 sino el valor de 1. DECL.ACTIVO= @IF(@RSUM(DECL.CATEG) = @ABS( DECL.MESES.TRANSCURRIDOS ) +1 ,1,0) esta variable es la que determina si el pozo fue cerrado en algún mes de producción en cuyo caso a partir de este mes en adelante se considera en 0. Para ello seleccionamos la opción de Database / Calculated Variable y se nos mostrara la pantalla donde está la lista de variables existentes, en ella seleccionamos el botón de New para indicar que vamos a crear una nueva variable y se nos presentara el menú para definir la formula de la variable, en ella colocamos la formula que deseamos tal como se aprecia en la figura.

Al seleccionar el botón de OK, aparecer una nueva ventana en la cual indicaremos el nombre de la variable, DECL.FECHA en este caso, y donde podemos indicarle los valores de unidades asociados a la variable así como los valores por defecto que tomara

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la variable cuando sea usada en un reporte o grafico. De forma similar se procede con el resto de las variables a crear.

4.2.3 Generar un reporte con la información necesaria y exportar los datos.

La información de estas variables se generan en un reporte que permite determinar las tasas de producción en los meses de interés y eliminando la producción una vez que el pozo en el periodo de estudio dejo de producir en algún momento de la historia. El contenido del reporte debe ser el siguiente: Xy.Pozo Pozo, Fecha, DECL.ACTIVO Activo, DECL.ACTIVO * Petroleo.Tasa.Cal Tasa_Petroleo , tal como se aprecia en la siguiente figura.

Al presionar el botón de OK aparecerá el reporte solicitado. Con el objeto de indicar el periodo en el cual queremos hacer el estudio, vamos a colocar como titulo del reporte la función de sistema que creamos DECL_PERIODO. Para ello seleccionamos la opción Edit / Header and Footer y se nos presentara la ventana para indicar los encabezados y notas de pie de pagina del reporte. Si deseamos que el titulo aparezca centrado nos ubicamos en la primera línea de la parte Center y seleccionamos el botón de Assist a fin de que podamos seleccionar lo que queremos en el titulo. En nuestro caso colocamos la funcion de usuario anteriormente señalada. El resultado final lo podemos observar en la siguiente pantalla.

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Al colocar esta función de usuario en el reporte y seleccionar el botón de OK le indicara a OFM que se ejecute y la misma verificara si existe un periodo previo establecido para el análisis, en caso de no existir la función generara una pantalla tal como se muestra en la próxima figura, donde el usuario debe indicar la fecha de inicio del estudio y la cantidad de meses que se desean analizar. Nota: el formato de la fecha se debe indicar en formato YYYYMM. Con esta información OFM generara el reporte con los datos requeridos. Debemos entonces generar el reporte para todos los pozos, para ello seleccionamos View / Summary / By Item lo cual le indicara a OFM que el presente reporte se debe generar para todos los pozos actualmente en el filtro. El próximo paso es cargar esos datos en una tabla de OFM. Para ello seleccionamos la opción Edit / Access y se nos presentara una ventana mostrada en la siguiente figura que nos permite seleccionar en cual tabla vamos a guardar la información de los pozos. En tablename debemos seleccionar la tabla de nombre Zdecl especialmente creada para este propósito, seleccionamos el botón de Close and Update y OFM comenzara a guardar el resultado del reporte en la tabla indicada.

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4.2.4 Calcular la Declinación Total.

Para el cálculo de la declinación total debemos entonces primero determinar los pozos que se consideran activos al principio del periodo de análisis, para ellos hacemos el siguiente filtro, seleccionamos el panel de FILTER la opción de OFM QUERY lo cual nos llevara a la siguiente pantalla.

En ella seleccionamos el botón que permite editar el query Edit e indicamos las condiciones del filtro que deseamos realizar: Fecha = 20010101 & (@dom(fecha)-Prd.Dias <=5)

Donde : 20010101 representa la fecha inicial del periodo que deseamos calcular la declinación.

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Una vez realizado el filtro debemos agrupar los datos por medio de la opción GROUP DATA de este mismo panel y procedemos a realizar el análisis de declinación. Debemos tomar en cuenta que se requiere cambiar la variable de declinación por la variable de la tabla que creamos (ZDECL.TASA_PETROLEO). Seleccionamos los puntos deseados y obtendremos los siguientes resultados:

La tasa de declinación total de este yacimiento es de 22.39 % este valor corresponde a la declinación total del yacimiento. Es importante destacar que para el presente estudio los valores de Reservas no son validos solo nos interesa el valor de la declinación.

4.2.5 Calcular la Declinación Energética.

Para el cálculo de la declinación energética debemos proceder de manera muy similar al anterior solo la condición del filtro la vamos a modificar, hacemos lo siguiente: generar un filtro donde determinamos los pozos activos durante todo el periodo de estudio, ello lo realizamos con en panel FILTER la opción de OFM QUERY con la siguiente condición :

Fecha >= 20010101 & fecha <= 20011231 & (@dom(fecha)-Prd.Dias <= 5) Donde : 20010101 representa la fecha inicial del periodo de análisis 20011231 representa la fecha final del periodo de análisis.

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Adicionalmente debemos asegurarnos que la opción de times debemos colocar el número de meses que deseamos estudiar (12) tal como se aprecia en la siguiente figura.

Al completarse el filtro procedemos a agrupar los datos de estos pozos, con la suma de la producción de los pozos procedemos a realizar el análisis de declinación y obtenemos los siguientes resultados, la declinación energética del yacimiento es de 18.81 %. Estos resultados lo vemos en la siguiente figura.

Con estos valores procedemos a calcular la declinación mecánica: DM = DT –DE � DM = 22.39 – 18.81 = 3.58 %.

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5. Generacion de Mapa de Reservas Remanentes

• Introducción

• Procedimiento

• Generar valores de reservas por pozo

• Crear Variable calculada

• Generar el mapa de Reservas

5.1 Introducción

Existen diferentes técnicas para calcular las reservas originalmente en sitio, entre esta podemos mencionar Analógico, Calculo Volumétrico, Balance de Materiales, Declinación de Producción y Simulación Matemáticas de Yacimientos. Cada uno de estos métodos tiene sus ventajas y desventajas y pueden ser aplicados independientemente y cada uno utiliza datos diferentes. Gracias a esta independencia, estas técnicas pueden ser utilizadas para comparar los diferentes resultados. Reservas es la cantidad de Hidrocarburos que quedan por ser producidas.

1) Para poder ser llamada reservas, los Hidrocarburos tienen que ser físicamente producibles 2) Tienen que ser economicante producibles 3) No pueden ser medidas, sino Estimadas 4) Como las reservas son remanentes, hay una línea de tiempo asociado a cada estimado de reservas.

Reservas totales o originales son las reservas remanentes que quedan por ser producidas cuando la línea de tiempo es la fecha de descubrimiento del yacimiento. EUR = N * FR Donde : FR : Es el Factor de Recobro N : Es la cantidad de hidrocarburo original en sitio Los Hidrocarburos originales en sitio pueden ser estimados con datos petrofísicos provenientes de los pozos y el factor de recobro con correlaciones establecidas provenientes de yacimientos con características similares.

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Las reservas remanentes son las reservas que quedan por ser producidas desde la fecha del estudio. ERR = EUR-CUM Donde : CUM es el acumulado producido hasta la fecha y es el único que es medido.

5.2 Procedimiento

OFM permite hacer el calculo de reservas por diferentes métodos, uno de ellos es el que usaremos en este capitulo el método de análisis de declinación y los resultados de serán mostrados en un mapa de reservas. A continuación se muestra como hacer esto.

5.2.1 Generacion de valores de reservas por pozo.

Usando herramienta de Forecast vamos a realizar un estudio de acuerdo al comportamiento de producción de cada pozo vamos a pronosticar su comportamiento futuro y estableciendo un parámetro que limite la predicción ya sea tiempo, limite económico, etc. Para ellos seleccionamos la opción de Analysis / Forecast con el objeto de entrar al modulo de calculo de declinación, en este se nos presentara una pantalla el estudio de la declinación del pozo que tengamos cargado en memoria tal como se muestra en la siguiente pantalla. OFM coloca los valores por defecto para el presente estudio, uno de ellos se refiere a los valores de datos utilizados para el calculo de la declinación, debemos asegurarnos

1956 58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78 80 82 84 86 88 90 92 94 96 98 2000 02 04 06 08 10 12 140.1

1

10

100

1000

Tasa

de

Petr

ole

o (

DC

), b

bl/d

Phase : OilCase Name : Case1b : 0Di : 0.0759656 A.e.qi : 24.6129 bbl/dti : 05/31/2005te : 05/31/2015End Rate : 0.1 bbl/dFinal Rate : 11.171 bbl/dCum. Prod. : 485.017 MbblCum. Date : 05/31/1997Reserves : 62.1429 MbblEUR : 547.16 MbblForecast Ended By : TimeForecast Date :

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seleccionar los puntos mas apropiados en la realización del calculo. Es muy importante definir los valores de finalización de la predicción, estos pueden ser un límite económico, el tiempo, etc. Para establecer el límite económico hacemos doble clic sobre el gráfico y se nos presentara la pantalla para definir el escenario, seleccionamos la pestaña de Forecast y en la parte de Schedule Limits en el valor correspondiente a End Rate colocamos el valor del limite económico establecido para este pozo. Es conveniente considerar un tiempo de fin bastante largo con el objeto de que nuestra predicción solo sea truncada por el límite económico y no por el tiempo. En la siguiente grafica podemos apreciar esto. Con estos valores definidos OFM realizara los nuevos cálculos de reservas y las predicciones del comportamiento respectivas. Nos interesa ahora guardar los resultados a fin de utilizarlos posteriormente. Para ello generamos un caso donde guardaremos esa información. Seleccionamos la opción File / Cases y se desplegara una ventana con la lista de casos que se han creado, para crear un nuevo caso seleccionamos el botón de Add y definimos el nombre del caso, por ejemplo reservas, y opcionalmente iniciales y cualquier comentario. Es importante conocer el nombre del caso ya que posteriormente lo vamos a utilizar. Debemos proceder ahora a realizar lo mismo para el resto de los pozos del yacimiento que deseamos estudiar. Para ello podemos simplemente ir pozo a pozo usando los botones de OFM que nos permiten cambiar al siguiente o anterior pozo, o usando la opción del menú Tools / Auto Decline que nos permite realizar este mismo análisis para todos los pozos del filtro realizado. Al seleccionar esta opción se nos presentara una ventana en la cual debemos indicar el caso donde deseamos guardar los análisis, si

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deseamos enviar los resultados a la impresora y si queremos detenernos por cada pozo a fin de realizar el análisis del mismo. Es muy importante que marquemos el botón de pausa ya que de esta forma podremos realizar ajustes a nuestra declinación, modificando los valores por defecto, ya sea en cuanto a los puntos usados para el calculo de declinación, los valores de límite económico los cuales pudieran variar entre los diferentes pozos, etc. Si dejamos que OFM realice los cálculos automáticamente podemos obtener valores errados lo que nos puede generar resultados de reservas erróneos. De allí que la pantalla debería tener este botón seleccionado tal como se indica en la próxima figura.

5.2.2 Crear Variable Calculada.

Una vez completado el análisis de declinación vamos a crear una variable que nos permita recuperar los valores de reservas generados con este análisis, para ello vamos a utilizar la función de sistema DCARESULTS la cual nos permite recuperar los resultados obtenidos de un análisis de declinación previamente realizado y guardado en un caso. Esta función requiere de los siguientes parámetros: un string que nos indica la phase y la variable que deseamos recuperar, un segundo parámetro que nos indica el nombre del caso que se utilizo para guardar los resultados, y un tercer parámetro opcional para indicar cual de los schedule queremos utilizar si creamos varios schedule. Para nuestro caso la variable quedaría de la siguiente manera: Reservas.remanentes = @DCARESULTS( “oil RES”, “Reservas”) Donde: @DCARESULTS es la función de sistema explicada anteriormente.

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oil parámetro para indicar que la phase para la que se realizo el análisis es petróleo. RES parámetro que indica que nos interesa recuperar los valores de reservas. Reservas parámetro para indicar el nombre del caso que utilizamos. La siguiente figura muestra como quedaría esta variable.

5.2.3 Generar el mapa de reservas.

Ahora debemos generar un mapa con estos resultados. Seleccionamos la opción de Analysis / Grid Map y se nos presentara la pantalla con la lista de los mapas generados, seleccionamos el botón de New para indicar que vamos a realizar un mapa nuevo, la siguiente ventana nos permite indicar las variables que vamos a ver en el mapa, en nuestro caso debemos seleccionar la variable creada en el paso anterior, Reservas.Remanentes, si queremos podemos colocarle un título al mapa, seleccionamos el botón de Next y tendremos una ventana para indicar cualquier tipo de restricción que queramos hacerle al mapa, presionamos nuevamente el botón Next y la siguiente pantalla nos indica el nombre del dataset y la base de datos donde queremos guardar el archivo, finalmente presionamos el boton de Finish y OFM comenzara a realizar el calculo del mapa de reservas y nos presentara los resultados tal como se aprecia en la siguiente figura.

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R-0808-ER-0812-E

R-0834

R-0845

R-0849

R-0851R-0851ST

R-0853R-0856

R-0857

R-0858

R-0859R-0860R-0861R-0861ST

R-0862

R-0869

Reservas Remanentes

Reservas Remanentes ( bbl )

0.00 1472069.02 2944138.04

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6. Uso de Patrones de Inyección

• Introducción

• Procedimiento

• Creación de los Patrones

• Utilización de los Patrones

6.1 Introducción

Una de las técnicas secundarias más usadas para incrementar la producción de crudo esta basada en la Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR; Enhanced Oil Recovery), la cual puede ser clasificada en dos procesos: -Térmicos: Inyección de vapor, Inyección de agua Caliente y Combustión In Situ. -No térmicos: Tratamientos Químicos, Inyección de agua, Inyección de Gas, etc. Ambas están asociadas con la utilización de Patrones desde el más sencillo (relación Inyector / Productor de primera línea o línea directa) hasta arreglos de 9 Spot ( 9 productores / un inyector o viceversa). Los patrones relacionan los pozos productores con los inyectores en un campo específico. Un patrón permite asociar pozos en un área y monitorear la cantidad de agua y petróleo producida en un área común y la cantidad de agua inyectada de esa zona. Otro ejemplo similar seria la inyección de vapor desde un pozo inyector ubicado en el centro hacia los pozos productores ubicados en el perímetro para disminuir su viscosidad. Un ejemplo común es un patrón de cinco pozos (Five-Spot); consiste en cuatro pozos inyectores en un cuadrado alrededor de un pozo productor como se muestra en la figura:

Estos casos pueden ocurrir a la inversa y representarlos con un pozo inyector con cuatro pozos productores alrededor.

Inyector #1

Inyector #2

Inyector #3

Inyector #4

Product

PATRON

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6.2 Procedimiento

El ejemplo que vamos a manejar fue diseñado de forma que en el mapa los pozos se ven de la siguiente forma.

6.2.1 Creación de los patrones.

Debemos ahora determinar cuáles son los patrones que tenemos y definirlos en OFM. Para la creación de patrones en OFM existen dos formas, una a través de un archivo ASCII y otro de forma interactiva. Para su creación interactiva debemos en el mapa base manteniendo la tecla CTRL presionada hacemos clic sobre los pozos del patrón, durante este proceso debemos observar que los pozos aparecen como marcados, al finalizar de seleccionar los pozos soltamos la tecla CTRL y observaremos la siguiente pantalla.

491 492 493 494

495 496 497

498

499

500 501

502 503

504 505

506

507

508

509 510 511

512 513 514 515

INYECTORPRODUCTORINACTIVOACTIVOABANDONADO

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En la pantalla anterior podemos observar como OFM permite definir diferentes conjuntos de patrones ( SET ) a fin de evaluar diferentes alternativas, para cada conjunto se colocaría cada patrón y podemos tener diferentes factores en el tiempo para un mismo patrón. En ella es importante indicar los siguientes datos:

- fecha desde que el pozo comienza a aportar al patrón.

- Factor valor de aporte del pozo dentro del patrón.

- Loss valor que se considera es perdido por el pozo y que no contribuye a ningún patrón.

Estos valores son determinados de acuerdo al criterio del Ingeniero pero normalmente se considera partiendo de que el aporte total de un pozo esta representado con una circunferencia y tomando en cuenta el ángulo en el que se encuentra el pozo calculamos su porcentaje. Es decir si el ángulo de contacto de un pozo con el patrón es de 90 grados dividimos 90 / 360 = 0.25. Nota : la suma de los aportes de un pozo en diferentes patrones más su pérdida nunca puede ser mayor a 1, y OFM valida que esto no ocurra. Por ejemplo en el caso de que tengamos un patrón entre los pozos 491, 492, 502, 498 como pozos inyectores y el pozo 495 único productor del patrón, los valores de aporte de cada pozo inyector sería de 0.25 y el productor 1 siempre y cuando consideremos que la perdida es 0 en este arreglo. En la siguiente figura podemos apreciar lo dicho anteriormente. Y procedemos de igual manera con el resto de los patrones que deseamos definir en el proyecto.

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6.2.2 Utilización de los patrones.

Una vez creados los patrones dentro del panel de FILTER bajo la figura Category aparece un nuevo elemento el cual es Patterns al seleccionar este elemento veremos todos los patrones creados tal como se aprecia en la próxima figura.

En ella podemos seleccionar el patrón o grupo de patrones con el que deseamos trabajar. OFM calculará automáticamente el valor que corresponde a cada pozo de acuerdo al aporte indicado al crear los patrones, por ejemplo en el patrón P-0 el pozo 491WI:B que tiene como factor 0,25 indicara que el valor de agua inyectada asociada a ese pozo será multiplicada por el factor para así determinar el valor de aporte de este pozo en el patrón lo mismo ocurrirá para todos los campos de tablas que al ser creadas se halla activado la opción de multiply by factor en la pestaña de MATH. Un ejemplo de esto lo podemos observar en un grafico donde podemos apreciar el comportamiento de la producción y el agua inyectada por cada uno de los patrones creados, tal como se aprecia en la siguiente figura.

40

1993 94 95 96 971

5

10

50

100

500

1000

FECHA

Tasa de Petroleo (PD) (bbl/d) PATTERN: Set-1 P-0

PATTERN: Set-1 P-1

PATTERN: Set-1 P-2

1993 94 95 96 9710

4

105

FECHA

Agua_Inyectada (bbl) PATTERN: Set-1 P-0

PATTERN: Set-1 P-1

PATTERN: Set-1 P-2

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7. Modelo de Presiones

• Introducción

• Procedimiento

• Revisar y validar los datos de presión

• Ajustar una curva de presión a los pozos y al yacimiento en el período donde existan datos

• Conservar la curva ajustada para el yacimiento o regiones de presion

• Obtener los ajuste para cada uno de los pozos en el período restante

7.1 Introducción

El objetivo principal de este procedimiento es obtener valores de presión para el yacimiento y para cada pozo, durante todo el período en el que existan datos de dicha propiedad. Los resultados pueden ser utilizados en el proceso de monitoreo y custodia de yacimientos. El tener una curva de presión contra tiempo para cada pozo, tiene diversas aplicaciones en los procesos de custodia y monitoreo de yacimientos, entre las que se puede mencionar:

• Balance de materiales • Mapas Isobáricos para cada fecha • Cálculo de reservas • Porcentajes de reemplazo para yacimientos sometidos a recuperación secundaria • Cálculos de radios de drenaje • Dato de entrada en análisis nodales • Planificación de explotación de los campos, etc.

Dentro de las limitaciones del procedimiento tenemos lo siguiente:

• Se obtienen valores de presión, solamente para el período donde exista información de dicha propiedad.

• Debido a que se está usando el comportamiento promedio del yacimiento como patrón, éste debe ser homogéneo de forma tal que el transiente de presión causado por la producción de fluidos, se “sienta” a lo largo de todo el yacimiento; para yacimientos con tendencias de presión distintas, se recomienda utilizar el método tantas veces como regiones de presión existan.

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7.2 Procedimiento.

El procedimiento para encontrar las curvas de presión contra tiempo para cada pozo utilizando OFM, se resume a continuación:

• Revisar y validar los datos de presión. • Ajustar una curva de presión a los pozos y al yacimiento en el período donde

existan datos. • Conservar la curva ajustada para el yacimiento o regiones de presión (opción

“Data Register” en OFM), esta(s) tendencia(s) será la base de la extrapolación para cada pozo.

• Utilizar la curva anterior, para obtener los ajuste para cada uno de los pozos en el período restante.

7.2.1 Revisar y validar los datos de presiones

Este paso debe seguirse en todos los procedimientos que se diseñen en OFM, en este caso la revisión consiste en verificar los datos de presión, identificar tendencias y definir si se tiene uno o más regiones con presiones distintas, si este es el caso el procedimiento de ajuste de presión debe realizarse según se explicará más adelante.

A continuación un ejemplo de validación y uso de variables calculadas para depurar los datos de presión originales de un yacimiento. Los datos totales de presión del yacimiento se obtienen en OFM graficando la variable calculada Presion.Pres_Datum (ya escrita en la plantilla de SueloPetrol), contra tiempo (variable fecha), estos datos se aprecian en el siguiente gráfico:

Fecha

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En este caso se consideraron errados los puntos de presión del yacimiento que estuviesen por encima de 3000 lpca después de 1980, lo mismo que presiones menores a 1500 lpca y antes de 1997; nuevamente este criterio de validación depende de cada yacimiento e involucra el conocimiento del mismo desde el punto de vista de ingeniería y de geología. Para obtener estos valores validados, se puede utilizar la siguiente variable calculada: Presion.fondo.uso = @If( !(fecha > 19800101 & Presion.Datum >3000) & ! (Presion.Datum <1500 & Fecha <19970101), Presion.Datum,@Null( )) En el siguiente gráfico se observa el resultado de aplicar cualquiera de las variables mencionadas,. Se pueden apreciar los puntos eliminados (rojos), y los pertenecientes a la tendencia del yacimiento (azules):

7.2.2 Ajustar una curva de presión en el periodo donde hallan datos

Esta parte se debe aplicar a los pozos que tengan más de tres puntos de presión validos, por ello se debe crear un filtro con los pozos que cumplan esta condición. Una ves realizado el filtro procedemos a crear varios grupos de variables calculadas en el primero del cual estaremos verificando los topes máximos y mínimos de fecha entre la cual tenemos información.

Fecha

Puntos descartados

Puntos aceptados (Presion.fondo.Uso) . .

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Estas variables quedaran como se muestra a continuación. Presion.Prim.Fecha = @First(fecha,Presion.Fondo.Uso > 0) Presion.Ultim.Fecha = @Last(fecha,Presion.Fondo.Uso > 0) A continuación utilizando la función de sistema @FIT que tiene OFM vamos a crear otro grupo de variables que nos permitirá obtener una curva con el mejor ajuste de los puntos de presión medidos. Estas variables quedaran como sigue. Presion.Fondo.Cotejada = @fit(fecha,Presion.Fondo.Uso,Presion.Fondo.Uso> 0, @monthly(fecha),Presion.Fondo.Met.Cotejada) Donde: Presion.Fondo.Met.Cotejada = “date opt deg 3” A través de esta variable, se puede cambiar rápidamente el método de interpolación, sin embargo no es necesario crearla, se puede colocar el método de interpolación directamente como último argumento de la variable anterior. Podemos realizar una segunda corrección al ajuste y generar una nueva curva de ajuste donde eliminemos aquellos puntos que quedaron muy distantes de a curva resultante en la variable anterior. Adicionalmente vamos a colocar las fechas límite que tenemos. Este grupo de variable lo podemos ver a continuación. Presion.Fondo.Cotejada.Corr = @Fit(fecha,Presion.Fondo.Uso, @Abs(Presion.Fondo.Uso - Presion.Fondo.Cotejada ) < 300 & Presion.Fondo.Uso > 0, @Monthly(fecha),Presion.Fondo.Met.Cotejada) Presion.Fondo.Modelo = @If(fecha >= Presion.prim.fecha & Fecha <= Presion.ultim.fecha , Presion.Fondo.Cotejada.Corr , @Null()) Al graficar estas variables obtendremos un grafico como el siguiente.

Fecha

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7.2.3 Conservar la curva ajustada para el yacimiento o las regiones de presión

La curva de ajuste de presión que se obtuvo según el procedimiento resumido en el punto anterior, es la tendencia que se va a usar como patrón para la extrapolación de cada uno de los pozos, en el período que éstos no tengan información de presión; por lo tanto se necesita fijar este ajuste para lo que se utiliza la propiedad “Data Register” del OFM. Para el ejemplo que se está manejando en este procedimiento la creación del data register sería: Variable X: fecha Variable Y: Presion.fondo.Modelo Al momento de realizar el Data Register es importante tomar en cuenta dos cosas:

• Se deben agrupar todos los pozos del yacimiento de forma tal que realiza el ajuste de presión, a través de la variable Presion.fondo.Modelo, utilizando todos los pozos con información de presión, inclusive aquellos que tienen menos de tres mediciones, si se toma en cuenta que estos puntos ya aprobaron la fase de validación, realizar el ajuste de esta forma garantiza la utilización de todos los datos aceptados.

• Luego de creado el Data Register, se debe bloquear el mismo (opción “lock”), de forma tal de tener la misma curva para compararla para cada uno de los pozos.

Una vez creado el Data Register, se procede a escribir una variable calculada que sirve para “llamar” los datos almacenados y bloqueados en él: Presion.Fondo.Modelo.Yac = @Reg(1,fecha,”date”) En yacimientos con regiones de presiones distintas, se debe en primer lugar identificar estas zonas de forma tal que se puedan asignar los pozos a la región correspondiente. Posteriormente es necesario crear una nueva categoría para escoger (“Sort Category”), que describa la región de presión y se debe cargar para cada pozo un valor en dicha categoría, tal como se apreció el ejemplo que se está manejando en este caso, contempla una sola región de presión, por lo que se utilizarán variables genéricas para ilustrar el procedimiento. Así, se puede nombrar la nueva categoría por ejemplo: Sc.Zona.presion. Si se tienen por ejemplo 4 regiones de presión se debe crear un archivo con las siguientes características: Pozo Sc.Zona.presion Pozo 1 “A” Pozo 2 “B” Pozo 3 “A” Pozo 4 “C”

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Pozo 5 “D” Pozo 6 “C” Una vez creado este archivo, que debe contener cada uno de los pozos, se debe cargar al proyecto. Se procede entonces a realizar el ajuste de presión por pozo, pero en este caso para cada región de presión. Cuando se termina el ajuste para una región en particular se deben agrupar los pozos de forma tal que se obtenga el ajuste para esa región, para luego guardarlo en un “Data Register” (se debe recordar bloquear el registro de datos). En el ejemplo que se está manejando se van a tener cuatro registros de datos. La forma de almacenar los datos en este caso es el mismo que el explicado anteriormente, pero se debe hacer una a la vez para garantizar la discretización por regiones: Variable X: fecha Variable Y: Presion.fondo.Modelo En el ejemplo la región A, se almacenó en el registro 2, la B en el 3, la C en el 4 y la D en el 5. Posteriormente se debe crear un par de funciones del usuario que sirven para utilizar el ajuste de presión correspondiente para cada pozo. En primer lugar se define una función que sirve para “llamar” a un registro de datos determinado: R(x) R = @Reg(x ,@monthly(Fecha) ,"date" ); if (R =@Null( )) R =0; La segunda función del usuario utiliza la anterior para asignar el ajuste por pozo según la

categoría para escoger correspondiente, nuevamente se va a utilizar el ejemplo de cuatro

regiones de presión:

Presion.Fondo.Modelo.Yac () Presion.Fondo.Modelo.Yac = @Null(); if (Sc.Zona.presion = "A") Presion.Fondo.Modelo.Yac = #R(2); if (Sc.Zona.presion = "B") Presion.Fondo.Modelo.Yac = #R(3); if (Sc.Zona.presion = "C") Presion.Fondo.Modelo.Yac = #R(4); if (Sc.Zona.presion = "D") Presion.Fondo.Modelo.Yac = #R(5);

Se puede apreciar que se utilizó la misma nomenclatura que para el caso en el que existe una sóla región de presión de forma tal que la función del usuario final (se explicará más adelante), sea la misma para ambos casos; sin embargo para que ésto se pueda aplicar realmente, es necesario en primer definir una variable calculada que sea igual a la función del usuario arriba definida:

47

Presion.Fondo.Modelo.Yac = # Presion.Fondo.Modelo.Yac () Se aprecia entonces que para cualquiera que sea el caso (una o más regiones de presión), se obtiene una variable con el ajuste de presión por pozo (Presión.fondo.Modelo) y una para el ajuste del grupo de pozos (Presion.fondo.Modelo.Yac). De aquí en adelante se explicará el método suponiendo una sóla región de presión, pero nuevamente luego de hacer el procedimiento anteriormente explicado, es totalmente aplicable para el caso múltiple.

7.2.4 Obtener los ajuste para cada uno de los pozos en el período restante

Basado en las curvas obtenidas de los anteriores pasos vamos a obtener los ajustes de valores de presión para los periodos en los cuales no tenemos datos para el pozo y tenemos información para el yacimiento. En el siguiente grafico podemos visualizar las diferentes curvas y los diferentes puntos críticos a partir de donde debemos obtener la información necesitada. La idea es que vamos a realizar la extrapolación de cada una de las curvas de presión de los pozos siguiendo la tendencia del yacimiento, hace falta identificar tres fases en la historia de presión-producción. En el gráfico anterior se observa la ubicación de estas

Fase I

Fase II

Fase III

Pto. A

Pto. B

Pto. C

Pto. E

Pto. D

Pto. F

Fecha

48

fases junto con las curvas del ajuste realizado al yacimiento, grabado y bloqueado en el Data Register, y el de un pozo. Se puede apreciar también 6 puntos que son necesarios definir en términos de presión y fecha, para ejecutar la extrapolación. En el gráfico se pueden apreciar tres fases en la historia presión producción de cada pozo: Fase I: etapa de la vida productiva del pozo entre la primera medida de presión del yacimiento y la primera medida de presión del pozo. Observaciones: esta fase puede no existir para dos tipos de pozos, aquellos cuya primera presión medida sea la que inició la historia de presiones del yacimiento, y para los pozos cuya primera medida de presión coincida con el inicio de su producción. Esto último se cumple ya que el modelo realiza la extrapolación de presión en esta fase sólo hasta que el pozo empezó a producir. Fase II: etapa de la vida productiva del pozo comprendida entre la primera y la última medición de presión del mismo. Observaciones: la presión del pozo en esta fase ya se ajustó según el procedimiento explicado anteriormente. Fase III: etapa de la vida productiva del pozo entre la última medida de presión del pozo y la última medida de presión del yacimiento. Observaciones: esta fase puede no existir para aquellos pozos cuya última presión medida sea la que finalizó la historia de presiones del yacimiento. El siguiente paso es definir cada uno de los puntos señalados en el gráfico desde la A hasta F; tomando en cuenta su ubicación en el tiempo y en la curva de presión, es necesario escribir una serie de variables calculadas para obtener estos puntos, así se tiene: Punto A: Presion.Fecha.A = @First(fecha,Presion.Fondo.Modelo.Yac > 0) Presion.A = @First(Presion.Fondo.Modelo.Yac,Presion.Fondo.Modelo.Yac > 0) Observaciones: primer punto en la curva del yacimiento (almacenada en el Data Register) Punto B: Presion.Fecha.B = Presion.prim.fecha = @First(fecha,Presion.Fondo.Uso > 0) Presion.B = @ValueAt(Presion.Fondo.Modelo.Yac,Presion.prim.fecha) Observaciones: presión de la curva ajustada para el yacimiento al momento de la primera medida de presión para cada pozo. La fecha para este punto se definió en el

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método ya explicado como Presion.prim.fecha, así que crear otra variable para esta fecha no es necesario. Punto C: Presion.Fecha.C = Presion.Fecha.B = Presion.prim.fecha = @First(fecha,Presion.Fondo.Uso > 0 ) Presion.C = @First(Presion.Fondo.Modelo, Presion.Fondo.Modelo > 0) Observaciones: primera presión de fondo medida para cada pozo. La fecha de este punto es la misma que el punto B, y nuevamente no hace falta definir una nueva variable calculada. Punto D: Presion.Fecha.D = Presion.ultim.fecha = @Last(fecha,Presion.Fondo.Uso > 0) Presion.D = @Last(Presion.Fondo.Modelo, Presion.Fondo.Modelo > 0) Observaciones: presión de la curva ajustada para el yacimiento al momento de la última medida de presión para cada pozo. La fecha para este punto se definió en el método explicado en el punto 2 como Presion.ultim.fecha, así que crear otra variable para esta fecha no es necesario. Punto E: Presion.Fecha.E = Presion.Fecha.D = Presion.ultim.fecha = @Last(fecha,Presion.Fondo.Uso > 0) Presion.E = @ValueAt(Presion.Fondo.Modelo.Yac,Presion.ultim.fecha) Observaciones: última presión de fondo medida para cada pozo. La fecha de este punto es la misma que el punto D, y nuevamente no hace falta definir una nueva variable calculada. Punto F: Presion.Fecha.F = @Last(fecha,Presion.Fondo.Modelo.Yac > 0) Presion.F = @Last(Presion.Fondo.Modelo.Yac) Observaciones: último punto en la curva del yacimiento (almacenada en el Data Register) La definición de estas variables calculadas es la base para el ajuste de presión por pozo para cada una de las fases, a continuación se describe como se obtiene dicho ajuste: Ajuste para la Fase I: Para realizar la extrapolación de presión en este período, se tomó en cuenta que al inicio de la producción todo el yacimiento tenía la misma presión, en otras palabras no existen regiones de presión distintos, si este es el caso, y tal como se mencionó

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anteriormente, es necesario realizar el método de ajuste de presión para cada uno de las zonas con presiones distintas. El siguiente gráfico muestra el método que se siguió para obtener la presión por pozo en esta fase, en el se aprecia que es necesario conseguir un factor de escalamiento, el cual va a multiplicar la presión del yacimiento. Arrojando el resultado deseado, siguiendo la nomenclatura que se describe en el gráfico, se tiene: Y1 = y * fe (m) fe = (1-(1-C/B)*m/(mB-mA))

Donde: Variable Significado Términos de OFM y Presión conocida Presion.Fondo.Modelo.Yac y1 Presión deseada Pres.ajustada fe Factor de escalamiento Presion.Factor.ABC m Meses transcurridos en la fase @Elapsedmonths(presion.fecha.A,fecha) mA Fecha en el punto A Presion.Fecha.A mB Fecha en el punto B Presion.prim.fecha B Presión en el punto B Presion.B C Presión en el punto C Presion.C Utilizando los términos de OFM para cada una de las variables arriba mencionadas, la presión ajustada para este perído sería entonces: Pres.Ajustada = Presion.Fondo.Modelo.Yac * Presion.Factor.ABC

A=

B

C

mA mm

Y

Y

Y = Y1 * fe(m)

(1 -

m/(mB-mA)

Factor de escalamiento

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Donde: Presion.Factor.ABC = (1-(1-Presion.C/Presion.B)* @Elapsedmonths(Presion.fecha.A, fecha)/ @Elapsedmonths(Presion.fecha.A,Pres.prim.fecha)) Ajuste para la Fase II: La presión de los pozos en esta fase es la misma que se ajustó según el procedimiento en el punto 2, por lo que la presión ajustada sería:

Pres.Ajustada = Presion.Fondo.Modelo

Ajuste para la Fase III:

El ajuste en la tercera fase es similar al explicado en la primera, la diferencia es que en esta fase se deben definir dos factores de escalamientos distintos dependiendo de la tendencia de la curva de presión del pozo y del yacimiento.

El gráfico se muestra cuando se usa el factor de escalamiento similar al aplicado en la fase I y cuando se usa el factor de escalamiento que traza la curva paralela a la del yacimiento. Esta diferencia se hace básicamente para evitar cambios bruscos en la tendencia de presión al momento de hacer la extrapolación.

Presion.Factor.EDF.Par

Presion.Factor.EDF

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Tal como se aprecia en el gráfico el factor de escalamiento con el que se obtiene la tendencia paralela a la curva del yacimiento (Presion.Factor.EDF.Par), se aplica cuando la presión del pozo al final de la fase II (Presion.D) es mayor a la presión del yacimiento para esa misma fecha (Presion.E), y la tendencia de la curva del pozo es subiendo, y cuando ocurre lo contrario (Presion.D menor a Presion.E), pero con una tendencia de la curva bajando. Para los dos casos restantes se utiliza el factor de escalamiento “normal” (Presion.Factor.EDF). La forma de definir esas condiciones en términos de OFM, se exlicará más adelante cuando se escriba la “User Function” a utilizar, por ahora se definirá cada uno de los factores de escalamiento para esta fase, se tiene entonces que:

Pres.Ajustada = Presion.Fondo.Modelo.Yac * Presion.Factor.EDF Donde:

Presion.Factor.EDF = Presion.Factor.EDF ó Presion.Factor.EDF.Par Los factores de escalamiento se obtienen a través de las siguientes expresiones:

Presion.Factor.EDF.Par = Presion.D/Presion.E

Presion.Factor.EDF = 1 - ((1 - Presion.D / Presion.E ) * (1 - @ElapsedMonths(Presion.ultim.fecha,fecha) /(@ElapsedMonths( Presion.ultim.fecha , Presion.fecha.F)))) Definición de la Función del usuario (“User Function”): Para integrar los ajustes explicados para cada fase, se podría utilizar una nueva variable calculada, pero debido a lo extenso que resultaría su definición, y recordando el límite de caracteres para una variable calculada (255), es necesario utilizar una “User Function”. Como se vio anteriormente, el primer ajuste de presión se realizó a los pozos que tienen por lo menos tres mediciones, se puede utilizar entonces la misma función del usuario para asignarle a los pozos con menos información la tendencia de presión del yacimiento y de esta forma garantizar que no quede ningún pozo sin valores en la base de datos. La función del usuario quedaría definida entonces de la siguiente manera: Pres.ajustada() Pres.ajustada = @Null(); if (@Last(@RSum(1,Presion.Fondo.Uso>0)) >= 3)

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{ if (fecha >= Presion.fecha.A & Fecha < Presion.prim.fecha) Pres.ajustada = Presion.factor.ABC * Presion.Fondo.Modelo.Yac; if (fecha >= Presion.prim.fecha & Fecha < Presion.ultim.fecha) Pres.ajustada = Presion.Fondo.Modelo; if (fecha >= Presion.ultim.fecha & fecha <= Presion.fecha.F) { if (Presion.E >= Presion.D) { if (Presion.D > @Arec(Presion.Fondo.Modelo, @IndexOfDate(Presion.ultim.fecha) - 6)) Pres.ajustada = Presion.Fondo.Modelo.Yac * Presion.factor.EDF; else Pres.ajustada = Presion.Fondo.Modelo.Yac * Presion.factor.EDF.Par; } else if (Presion.D > @Arec(Presion.Fondo.Modelo, @IndexOfDate(Presion.ultim.fecha) - 6)) Pres.ajustada = Presion.Fondo.Modelo.Yac * Presion.factor.EDF.Par; else Pres.ajustada = Presion.Fondo.Modelo.Yac * Presion.factor.EDF; } } else Pres.ajustada = Presion.Fondo.Modelo.Yac; Todos los términos que aparecen en la función del usuario, se definieron previamente como variables calculadas, adicionalmente se está utilizando la “System Function” @Arec para lograr comparar la tendencia de la curva de presión del pozo al inicio de la fase III e identificar que factor de escalamiento utilizar, la expresión completa es: @Arec(Presion.Fondo.Modelo,@IndexOfDate(Presion.ultim.fecha)-6) Esta expresión está arrojando el valor de la curva de presión del pozo seis meses antes de la última fecha con presión de la fase II, para luego compararla justamente con esta última presión, si la diferencia es a favor de la presión seis meses antes, la tendencia es bajando, en caso contrario por supuesto se obtendría una tendencia subiendo; se decidió utilizar 6 meses como tiempo de referencia ya que la comparación se está haciendo sobre una curva cotejada, y la diferencia entre meses consecutivos puede ser muy pequeña. La función del usuario definida nos permite entonces observar la tendencia de presión para cada pozo a lo largo de la historia de presiones del yacimiento, sin embargo para poder obtener estos datos en un gráfico y para que sea más manejable se puede crear una variable calculada que “llame” a la función del usuario, se tiene entonces: Pres.Ajustada = # Pres.Ajustada () La grafica siguiente muestra un ejemplo de un pozo al cual le aplicamos el proceso de modelo de presiones y como se vería el comportamiento de las presiones asociadas a el. En el se observan tres puntos representativos de los valores originales de datos del pozo

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en color azul, una línea de color verde que representa la curva ajustada con el comportamiento de presión de todos los pozos del yacimiento y por ultimo una línea roja que indica la curva de presiones asociada al pozo siguiendo este método.

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8. Radio Drenado por Pozos Verticales

• Introducción

• Procedimiento

• Creación de la variable calculada

• Utilización del mapa de Burbuja para mostrar el radio drenado

8.1 Introducción

El radio drenado de un pozo vertical es una valor muy importante en un yacimiento ya que a través de el y utilizando la herramienta de mapa de burbujas podemos determinar en el mapa rápidamente zona o áreas que no han sido drenadas por los actuales pozos y las zonas que han sido drenadas permitiéndonos esto generar posibilidades de nuevas localizaciones en nuestro yacimiento. Dependiendo de la condición del yacimiento existen dos formas de generar la ecuación que necesitamos para el cálculo del radio drenado de un pozo vertical Si el yacimiento esta bajo control Hidráulico es decir no existe caída de presión en el yacimiento debido al influjo de agua se debe utilizar esta ecuación:

[ ]STBB

SShAN

oi

orw

p

)1(7758 −−⋅⋅⋅⋅=

φ

Partiendo de que nuestra área es una circunferencia por lo cual el área seria ∏rev2 y despejando de esta ecuación nos queda la siguiente:

[ ]ftSSh

BNr

orw

oip

ev )1(7758

43560

−−⋅⋅⋅⋅

⋅⋅=

φπ

Si el yacimiento no esta bajo control Hidráulico es decir no existe flujo de agua para reemplazar el petróleo desplazado entonces debemos usar esta otra ecuación:

[ ]STBB

SS

B

ShAN

o

gw

oi

w

p

−−−

−⋅⋅⋅⋅=

117758 φ

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Al despejar quedaría lo siguiente:

[ ]ft

B

SS

B

Sh

Nr

o

gw

oi

w

p

ev

−−−

−⋅⋅⋅⋅

⋅=

117758

43560

φπ

donde : Np Petróleo Acumulado A Area de drenado h Arena neta

φ Porosidad Sw Saturación de Agua Sg Saturación de Gas Sor Saturación de Petróleo Residual Bo factor volumétrico del petróleo Boi factor volumétrico inicial del petróleo

8.2 Procedimiento

Para la realización de este procedimiento debemos seguir dos pasos básicos, el primero es generar una variable calculada donde apliquemos la formula que explicamos anteriormente y el segundo es la generación de un mapa de burbuja con la formula creada.

8.2.1 Creación de la variable calculada

Primero debemos determinar cual de las dos formulas vamos a aplicar, para este ejemplo vamos a indicar que estamos en el primer caso un yacimiento bajo control Hidráulico. Por lo tanto nuestra formula a utilizar será:

[ ]ftSSh

BNr

orw

oip

ev )1(7758

43560

−−⋅⋅⋅⋅

⋅⋅=

φπ

Para crear la variable en OFM seleccionamos la opción de Database/ Calculated Variables del menú principal y se nos presentara una pantalla para crear, editar o eliminar variables calculadas, en nuestro caso seleccionamos el botón de New para indicar que deseamos crear una nueva variable en OFM. En la siguiente pantalla introducimos nuestra formula tal como sigue, para el presente caso vamos a considerar

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dos valores de la formula constantes el Boi el cual tomaremos como 1.14 y el Sor como 0.15: Radio.Drenado = @Sqrt(((43560*Petroleo.Acumulado * 1.14)/(7758*3.1416 * Petrof.Espesor * Petrof.Phi * (1-0.15- Petrof.Sw))))*.3048 Donde @Sqrt es la función de OFM que calcula la raíz cuadrada de un numero. Petroleo.Acumulado es la variable que contiene el valor de producción acumulada de petróleo. Petrof.Espesor es la variable que contiene los espesores de la arena neta

Petrolífera. Petrof.Phi es la variable que contiene la información de porosidad para el pozo. Petrof.Sw es la variable que contiene el valor de Saturación de Agua para

el pozo. Nota: la formula original da como resultado un valor en pies debido a que necesitamos este valor en metros se aplico un factor de conversión al multiplicarlo por 0.3048 En la siguiente pantalla observamos como quedaría la variable.

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8.2.2 Generación del mapa de burbuja

Una vez generada la variable podemos proceder a crear el mapa de burbuja, seleccionamos los pozos del yacimiento que queremos estudiar con el panel de Filter, y en el menú principal seleccionamos la opción de Análisis/Buble Map procedemos a generar un nuevo dataset al seleccionar el boton de New, seleccionamos la variable para nuestro mapa de burbujas ( Radio.Drenado ) y presionamos el boton Next, nuevamente seleccionamos Next, y para finalizar el boton de Finish. OFM presentara un mapa de burbuja con los valores de la variable seleccionada, ahora nos interesa decirle a OFM que el valor a representar debe estar relacionado con la escala existente, para ello en el panel de Properties ubicamos la opción Radius y la cambiamos a Variable para indicarle a OFM que el radio debe ir relacionado con la escala del mapa. Quedando el siguiente resultado. FECHA:2005/05

1137000 1137000

1140000 1140000

1143000 1143000

1146000 1146000

1149000 1149000

1152000 1152000

230000

230000

232500

232500

235000

235000

237500

237500

240000

240000

242500

242500

Radio Drenado

0 323 646

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9. Calculo de POES

• Introducción

• Procedimiento

• Seleccionar los Pozos

• Generar Mapa de Isopropiedades

• Calcular el POES

9.1 Introducción

El cálculo del petróleo original (POES) es un factor determinante en la ingeniería de yacimientos ya que este valor es el factor principal en cualquier análisis económico que se pueda realizar a un yacimiento. Existen diferentes métodos para realizar este cálculo pero en OFM vamos a utilizar el proceso de operaciones entre mapas de celdas que representan las propiedades de los yacimientos. La idea es aplicar la formula existente para calcular el POES y utilizando la opción de calculo de grid generemos un mapa con el cálculo correspondiente. La formula a aplicar es la siguiente: POES = 7758 * A * h * Ø * Soi / Boi Para la aplicación de esta formula el valor del Area debe estar representado en Acres debido a que el área calculada por OFM en nuestro proyecto es determinada en m2 debemos realizar la conversión a este sistema para ello se requiere dividir este valor entre 4046.856. De allí que nuestra formula quedaría: POES = (7758 * A * h * Ø * Soi) / (Boi* 4046.856) La cual podemos simplificar en la siguiente: POES = 1.917 * A * h * Ø * Soi / Boi La idea es entonces sustituir en esta ecuación los mapas de espesor, porosidad y saturación de petróleo que se generen en grid map y realizar el calculo. Nota: en la formula que se aplique en el calculo de grid no se incluirá el área ya que OFM automáticamente la incluye cuando calcula el volumen asociado al mapa.

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9.2 Procedimiento

Para realizar este calculo, OFM utiliza la herramienta de mapas de grid y en ella la opción de Grid Calculation. Los pasos a seguir para esto son los siguientes:

• Seleccionar los pozos del yacimiento • Generar los mapas de Isopropiedades • Calcular el POES

A continuación se explica cada uno de estos pasos.

9.2.1 Seleccionar los pozos del yacimiento

Para la selección de los pozos del yacimiento debemos realizar en el panel de Filter la selección correspondiente a Category y buscar la categoría Yacimiento, en ella seleccionamos el yacimiento de interés. Para nuestro ejemplo seleccionamos el yacimiento B-6-X y tendríamos los pozos asociados a este yacimiento.

9.2.2 Generar los mapas de Isopropiedades

Con los pozos seleccionados procedemos entonces a generar lo mapas de Porosidad, Saturación de Petróleo, y espesor de Arena. Para ello seleccionamos en el menú de Analysis la opción de Grid Map. OFM presentara una ventana donde se muestran los diferentes mapas generados hasta el momento, en nuestro caso seleccionamos el botón de New para indicar que vamos a trabajar con un mapa nuevo. Inmediatamente se presenta una pantalla en la cual debemos seleccionar la lista de variables que queremos utilizar en los mapas, de esta lista seleccionamos Petrof.Espesor, Petrof.Phi y Petrof.Sw. En el siguiente grafico podemos observar como quedaría.

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Una ves seleccionadas las variables seleccionamos el botón de Next y se nos presentara una nueva ventana donde se permite indicar condiciones para los pozos que estarían en el mapa así como de fechas, en nuestro caso no hace falta seleccionar nada por lo que simplemente presionamos el botón Next. OFM presenta una pantalla donde recopila la información que se ha indicado para generar este mapa, para indicarle que todo esta correcto presionamos el botón de Finish. OFM presentara el mapa de la primera propiedad seleccionada, debemos entonces definir el área correcta de nuestro yacimiento. Con la opción del menú Edit/Grid Area podemos crear o leer un área previamente establecida. Otro factor importante es considerar el tamaño del grid a utilizar, por defecto OFM coloca como 50 este valor y permite un máximo de 200, es importante aclarar que mientras este valor sea más grande tendremos un mallado más fino y por lo tanto más exacto en su resultado. Para esto en el panel de Properties colocamos Maximun grid size en 200. Un ejemplo del mapa de espesor aplicando lo anterior lo podemos ver en la siguiente figura.

Debemos ahora salvar los resultados obtenidos con este mapa, seleccionamos la opción del menú File / Save as y observaremos una pantalla donde se nos indica la ruta y el nombre del archivo que queremos guarda. Posteriormente OFM nos presentara una pantalla donde debemos indicarle como se llamara internamente este archivo para la realización de cualquier cálculo de grid. Allí es muy importante colocar el nombre que

Yacimiento B-6-X

Espesor ( ft )

170.00 221.00 272.00

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utilizaremos posteriormente en los cálculos, esto lo registramos en el campo Name de esta pantalla. En nuestro ejemplo podemos colocar como nombre anp. Nota: este nombre no debe incluir espacios en blanco ni caracteres especiales tales como +,-,/,* ya que genera problemas en la ejecución de OFM. Debemos entonces generar los otros mapas de Porosidad y Saturación de Agua y hacer los mismos pasos. Para cambiar la variable con el panel de Properties ubicamos la opción de Variable Properties y bajo el campo Variable hacemos click para que se active la lista de variable y de allí seleccionamos la que deseamos (Petrof.Phi) inmediatamente se presentara el mapa de Porosidad. Observen que OFM respeta las demás propiedades establecidas como tamaño del grid y área definida. Procedemos entonces a guardar la información igual que como se hizo anteriormente. Estos pasos los repetimos para la Saturación de Agua quedando entonces almacenados dos mapas mas con los nombres de phi y sw.

9.2.3 Calcular el POES

Una vez generados y guardados nuestros mapas de Espesor de Arena ( anp ), Porosidad ( phi ) y Saturación de agua (sw ) podemos realizar el cálculo de POES. Para ello vamos a utilizar del menú la opción Tools/ Calculate la cual nos permite realizar operaciones aritméticas con mapas de grid. En este caso vamos a tener la siguiente consideración, en la formula de POES el valor de Boi vamos a considerarlo constante con un valor de 1.14 y el valor de Soi será igual a 1 – Swi que estaría representado por el mapa de Saturación de Agua. En la pantalla que se muestra en la siguiente grafica debemos indicar que vamos a generar un nuevo cálculo, para ello seleccionamos el botón de New. En ella entonces indicamos una descripción de lo que queremos realizar, el nombre interno como OFM guardara este mapa, aplican aquí las mismas consideraciones en la nomenclatura que las mencionadas con anterioridad, al seleccionar el botón de Equation

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es donde vamos a indicar la formula que necesitamos y en el botón de File indicamos la ruta y el nombre del archivo que generaremos. Al seleccionar Equation se presentara una pantalla en la cual debemos indicar la formula de POES previamente indicada. Quedando la pantalla que se muestra en la siguiente figura. Al seleccionar el botón de OK, OFM procederá a realizar los cálculos correspondientes y generara un nuevo mapa con la distribución del POES en mi yacimiento. De igual forma y bajo la opción de Grid Statistics podemos ver los valores asociados al mapa generado. Para nuestro caso el valor de Volumen representaría el POES de nuestro yacimiento: 718825000 bls.

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10. Distribución de Producción.

• Introducción

• Procedimiento

• Construir la Historia de Mangas

• Crear las variables calculadas y funciones de usuario

• Distribuir la producción

10.1 Introducción

Este método consiste en la distribución de producción entre diferentes unidades de flujo de un yacimiento o entre diferentes yacimientos, mediante el uso del factor de capacidad de flujo k*h (en el caso de distribución de producción entre unidades de flujo de un mismo yacimiento, donde se considera la viscosidad µ igual entre los diferentes lentes) o el factor de transmisibilidad k*h/µ (para el caso de distribución de producción entre yacimientos). Los datos necesarios para emplear este método consisten en permeabilidad, historia de mangas donde se identifican los espesores perforados de cada uno de los lentes expuestos a producción, viscosidad (en el caso de emplear el factor de transmisibilidad) y datos de producción (y/o inyección, según el caso) de los diferentes yacimientos involucrados. Para ejecutar el método, se crean funciones del usuario en OFM que determinen la fracción de flujo proveniente de cada unidad de flujo. Sin embargo, se deben realizar dos tipos de cálculos dependiendo si la distribución de producción se quiere por lente o por yacimiento (cuando existen pozos completados en dos o más yacimientos y existe producción conjunta o en el caso de reinterpretación de yacimientos). Este método es fácil de actualizar si se dispone de nueva data y también permite mejoras en cuanto a cambios en la permeabilidad con tiempo (debido a trabajos de fracturamiento o fenómenos de subsidencia). Cabe destacar que este proceso es solo una aproximación de la verdadera distribución de producción, ya que no toma en cuenta el cambio de presión entre los diferentes lentes.

10.2 Procedimiento

Dentro del procedimiento seleccionado debemos primera determinar cual formula vamos a utilizar entre capacidad de flujo y transmisibilidad, esta formula puede ser modificada de acuerdo a las propiedades de mi yacimiento o el fluido a distribuir.

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Es importante saber que la distribución realizada por este método es realizada lente por lente o yacimiento por yacimiento, para realizar la distribución de varios lentes o yacimientos simultáneamente se requiere de un gran número de variables adicionales. Para este ejemplo vamos a realizar la distribución de un yacimiento que tiene dos arenas y queremos saber la producción asociada a cada una de las arenas ( ARENA1, ARENA2 ).

10.2.1 Construir la historia de Mangas

La historia de mangas refleja los espesores de los intervalos cañoneados por cada arena productos de los diferentes trabajos realizados a los pozos. Esta se construye con una tabla de tipo mensual y en ella vamos a indicar al generar la definición que los valores deben permitir Carry Forward para que considere que en las fechas que no exista registro en la base de datos repita el ultimo valor existente. En el caso de que un intervalo este cerrado se debe colocar el valor de -1 en lugar de cero. Un ejemplo del formato de este archivo lo vemos en el siguiente ejemplo.

*TableName Mangas

*FECHA *Arena1 * Arena2

*KeyName "R-0808-E"

19560701 100 132

19561101 140 85

19571101 140 -1

19590301 115 50

19671001 115 75

19880501 85 27

*KeyName "R-0812-E"

19580201 87 96

19671001 87 120

19711201 -1 120

19850201 56 89

19931201 115 41

*KeyName "R-0834"

19990701 91 48

*KeyName "R-0845"

20000101 90 120

*KeyName "R-0849"

20000401 88 55

20030201 118 34

*KeyName "R-0853"

20000601 57 96

*KeyName "R-0856"

20000601 123 65

20020801 115 78

20030301 89 57

*KeyName "R-0857"

20000701 96 -1

*KeyName "R-0858"

20000501 45 132

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Por otra parte en la definición de esta tabla vamos a activar la opción de Carry forward debe estar seleccionada en la pestaña de Math, tal como se aprecia en la siguiente figura. Esto debe hacerse para todos los campos que vamos a utilizar en la tabla de mangas.

10.2.2 Crear las variables calculadas y funciones de usuario.

Dentro de OFM vamos a crear un grupo de funciones y variables que nos permitan realizar la distribución, la calve principal esta en determinar la formula que vamos a utilizar en este calculo, en este ejercicio vamos a trabajar con la formula de capacidad de flujo, por lo que nuestra distribución por lente estaría quedando como ( k*h )/(Σ k*h) y esta es la que aplicaremos. Las siguientes funciones y variables se necesitan crear: Función H la cual nos permitirá determinar el valor del espesor asociado a la unidad tomando en consideración que si el valor es -1 el espesor a retornar debe ser 0, esto se hace debido a que si colocamos 0 en los datos la función carry forward buscara el valor anterior y no es lo que deseamos. La sintaxis de esta función es la siguiente: H ( x ) if ( x > 0 ) then H = x else H=0;

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Variables calculadas para obtener el valor de la permeabilidad de cada arena desde la tabla de petrofisica. Tendremos dos variables por crear para cada una de las arenas las variables las llamaremos K_Arena1 y K_Arena2 y su sintaxis es la siguiente: K_Arena1= @CLast(Petrofisica.Perm_ANP,Petrofisica.Unidad =’ARENA1’) y para la Arena2 K_Arena2= @CLast(Petrofisica.Perm_ANP,Petrofisica.Unidad =’ARENA2’) Nota: el número de variables que se requieren crear depende del número de arenas existentes en el yacimiento. Variable Unidad_a_Distribuir la cual sirve como bandera para determinar por cual de las arenas deseamos realizar la distribución de fluidos. La sintaxis debe ser: Unidad_a Distribuir= ‘ARENA1’ Nota: una limitante del método es que solo se puede obtener los valores distribuidos para un lente o unidad por cada ejecución, si deseamos obtener los valores para otro lente o unidad solo cambiamos esa variable y el sistema calculara el otro valor. Función SUM la cual nos retornara el valor de la sumatoria del producto entre la permeabilidad y el espesor. Este valor representa el denominador de nuestra formula principal. La sintaxis de la formula es la siguiente: SUM () SUM= K_arena1* #H(Mangas.Arena1) + K_arena2* #H(Mangas.Arena2); Nota: esta función depende igualmente de la cantidad de arenas que deseamos distribuir y en ella también podemos agregar cualquier otro parámetro que deseamos considerar como clave en la distribución. Funcion Flujo_por_lente calcula la fracción de flujo que proviene de un lente individual. En este caso se hace uso de variables banderas creadas para identificar un lente en particular. La sintaxis queda como sigue: Flujo_por_lente(); Flujo_por_lente= @Null(); if (Unidad_a_Distribuir = “ARENA1”) Flujo_por_lente = (K_Arena1* #H(Mangas.Arena1))/#sum(); if (Unidad_a_Distribuir=”ARENA2”) Flujo_por_lente = (K_Arena2*#H(Mangas.Arena2))/#sum();

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10.2.3 Distribuir la Producción.

Una ves creadas las variables anteriores podemos proceder a obtener los valores de la producción distribuida correspondiente a la unidad o lente indicado en la variable Unidad_a_Distribuir. Esto lo podemos hacer creando unas variables calculadas que nos daran los resultados de los fluidos distribuidos. Para cada fluido, petroleo, agua y gas podemos entonces crear unas variables con la siguiente sintaxis. Petroleo.Distribuido=Petroleo.Mensual * #flujo_por_lente() Agua.Distribuida=Agua.Mensual * #flujo_por_lente() Gas.Distribuido=Gas.Mensual*#flujo_por_lente(). Estas variables pueden graficarse de forma que podemos realizar la comparación de la producción del lente con respecto al total de la producción de mi pozo y se recomienda generar un reporte con los resultados de cada pozo y guardarlos en una nueva tabla que contenga la información de la distribución. Esta tabla contendrá las columnas de petróleo, gas y agua por cada lente, es decir tendremos petróleo_arena1, petróleo_arena2, agua_arena1, agua_arena2, gas_arena1, gas_arena2.

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11. Carga y Análisis de PVT

• Introducción

• Procedimiento

• PVT sintético por correlaciones

• PVT a través de enlace con Excel

• PVT cargando archivos planos

• Creación de variables calculadas

• Visualización a través de reportes y gráficos.

11.1 Introducción

La información PVT es clave para realizar otros procesos tales como la estimación del Petróleo Original en Sitio (POES) o la realización de Balance de Materiales. El objetivo de esta actividad es explicar diversas formas de cargar la información PVT: a través de archivos planos, por medio de enlaces interactivos con tablas de Excel o generándolos a partir del conjunto de correlaciones existentes en OFM. Para su análisis se utilizarán reportes y gráficos, los cuales se construirán con la ayuda de las funcionalidades de variables calculadas y “System Functions”. Es importante para la consecución de la actividad la disponibilidad de un PVT real del yacimiento, o bien que el usuario tenga bien definidas las correlaciones que apliquen a su yacimiento.

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11.2 Procedimiento

Antes de iniciar el procedimiento de carga de PVT, es necesario asociar a una categoría de las descritas en la tabla Sort_Category, los PVT que serán creados. Vaya al menú de Edit \ seleccione la opción Map \ Association, la siguiente ventana se despliega:

En la sección PVT, seleccione la variable Sc.Reservoir, de esta forma los PVT que sean cargados estarán asociados a los diferentes yacimientos.

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11.2.1 PVT sintético por correlaciones

Previamente debemos mediante un filtro seleccionar los pozos del yacimiento al cual queremos calcularle el PVT, para ellos ello usamos el panel de Filter y en ella él utilizamos la opción de Category y en ella bajo ésta buscamos el yacimiento al cual queremos realizar el calculo cálculo.

Para el ejemplo seleccionamos el yacimiento ADOBE_1A, e inmediatamente OFM presentará el mapa base con sólo los pozos que pertenecen a este yacimiento. Para la realización de los cálculos en el menú principal bajo la selección de Database / PVT determinamos la herramienta que vamos a utilizar en el proceso, seguidamente se presentará la pantalla donde se muestran las diferentes entidades a las cuales se les ha realizado un PVT y nos permite editar, eliminar, renombrar, copiar o agregar uno nuevo. Seleccionamos el botón de Add para indicar que deseamos crear un nuevo PVT.

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Seguidamente se nos presentara otra ventana pequeña donde indicaremos el nombre de la entidad a la cual cargaremos el modelo de PVT.

El nombre indicado para Entity Name debe ser tal cual como aparece en la tabla Sort_Category sin caracteres especiales, en nuestro caso ADOBE 1A. Dado el nombre de la entidad, se presentara una nueva pantalla donde debemos seleccionar las correlaciones respectivas para cada una de las fases.

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En la sección “PVT Data” indique datos del yacimiento, propiedades físicas del petróleo, gas y agua, condiciones de presión y temperatura a nivel del separador y condiciones al punto de burbujeo.

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Presione el botón OK y OFM guardara la selección de correlaciones y los datos ingresados para que cuando requiera visualizar las propiedades PVT este siempre disponibles para realizar sus cálculos. Más adelante se explicara como visualizar información de PVT en reportes y gráficos.

11.2.2 PVT a través de enlace con Excel

Supongamos que tenemos un PVT real, cuyos resultados se encuentran almacenados en una hoja de cálculo. OFM permite la conexión interactiva de tablas con hojas de cálculo en Excel. Dicha hoja de calculo, debe tener por los menos los siguientes parámetros: Entidad (léase: campo, yacimiento, etc.), Bo, Bg, Bw y Rs. Se recomienda mantener lo mas sencillo posible esta tabla, evitando enlaces con otros archivos y caracteres especiales en los nombres de las variables. Es importante que se defina el nombre de la hoja de cálculo, ya que este será el mismo de la tabla en OFM. Los pasos a seguir serán los siguientes: En el menú Database, seleccione la opción “Schema Tables”, la siguiente ventana se presenta:

Posicione el cursor en la carpeta raíz de las tablas, posterior a ello haga clic en la opción Add Link Tables, se presenta la siguiente ventana

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En la opción Files of type, seleccione Microsoft Excel (*.xls) y ubique su archivo. Seleccione el archivo y abra este, la siguiente ventana se despliega:

Seleccione la tabla que allí aparece y presione OK. Observe como el enlace con la tabla aparece al final del conjunto de tablas:

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Click sobre el recuadro y allí comienza la configuración de la tabla:

En la sección OFM Definition en Table Type seleccione: Lookup y presione OK

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Para revisar si la información fue cargada, vaya al menú Database y seleccione la opción Data, allí seleccione la tabla creada (PVT1). Visualice los datos cargados. En la sección de visualización, explicaremos como generar reportes y gráficos con los datos cargados.

11.2.3 PVT cargando archivos planos

En caso de poseer la información de PVT y tener una tabla cargada en OFM para cargar los valores de Bo, Bg, Bw, Rs, etc., es mas fácil generar un archivo plano (*.lku) el cual nos permitirá cargar esa información en la base de datos de OFM. 1) En el menú Database, seleccione la opción Import \ Data Loader, seleccione archivos tipo *.def o archivos de definición de tablas y cárguelo, verifique que la tabla haya sido cargada sin presentar errores.

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2) Ahora, vuelva a la opción Database \ Import \ Data Loader, y seleccione archivos cuya extensión es *.lku o archivos lookup, en este caso cargaremos la información relacionada al PVT.

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3) En el menú Database, seleccione la opción Data, allí seleccione la tabla creada (PVT1). Visualice los datos cargados.

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11.2.4 Creación de variables calculadas

Los datos PVT se almacenan en OFM de dos formas, el primero es a través de correlaciones, el segundo por medio de tablas LOOKUP, para ambas maneras de resguardar la información, existen diferentes variables calculadas la cuales serán explicadas a continuación. Para crear variables calculadas dentro de OFM seleccionamos en el menú de Database la opción de Calculated Variable. Inmediatamente se presentara la pantalla siguiente donde se observan todas las variables calculadas existentes. En ella seleccionamos el botón de New a fin de crear una nueva variable calculada, utilizando la formula previamente definida. OFM presentara entonces la pantalla donde debemos introducir nuestra formula tal como se observa en la próxima ventana.

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Al presionar el botón de OK OFM traerá una nueva pantalla donde indicaremos el nombre de la variable así como si deseamos establecer valores por defecto que se usaran para esta tanto en los gráficos como en los reportes podemos indicarlos con las pestañas apropiadas, de igual forma existe una pestaña para indicar unidades, multiplicador y sistema métrico asociado a ella. Basados en el modelo de presión del yacimiento, generar una presión continua a los largo de la vida productiva del yacimiento a fin de tener valor de presión para cada uno de los cálculos de PVT. En caso de no tener un modelo de presión definido, basta con crear las siguientes variables calculadas: Press.Fit=@Fit(Date,Prd.Press,Prd.Press>0,@monthly(date), Press.Fit.Option) Press.Fit.Option= "Deg 2" Crear un Data Register que contenga en X la variable Date y en Y Press.Fit. Este registro de datos salvaría el ajuste de presión para los pozos contenidos en el yacimiento objeto de estudio, bloquee el Data Register y recuerde el número ya que este será utilizado para crear la siguiente variable calculada: Press.Fit.Res=@Reg(3, date, "date") Para visualizar la información contenida en tablas “lookup” es requerido utilizar una función del sistema (System Function) llamada @lookup, las variables quedarían de la siguiente forma: Pvt.Bo.Lu=@Lookup( pvt.bo, "region", Press.Fit.Res ,"linear" )

Pvt.Bg.Lu=@Lookup( pvt.bg, "region", Press.Fit.Res ,"linear" )

Pvt.Bw.Lu=@Lookup( pvt.bw, "region", Press.Fit.Res ,"linear" )

Pvt.Rs.Lu=@Lookup( pvt.rs, "region", Press.Fit.Res ,"linear" )

Donde “region” es el nombre de la entidad (campo, yacimiento, pozo) que fue definida en la ventana de asociación del mapa:

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En caso de que su PVT haya sido generado basado en correlaciones es requerido utilizar unas funciones del sistema (System Function) llamadas @pvt…, quedando las variables de la siguiente forma: Pvt.Bo.Corr= @PvtBo(Press.Fit.Res) Pvt.Bg.Corr= @PvtBg(Press.Fit.Res) Pvt.Bw.Corr= @PvtBw(Press.Fit.Res) Pvt.Rs.Corr= @PvtRs(Press.Fit.Res)

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11.2.5 Visualización a través de reportes y gráficos:

Para visualizar los resultados de un PVT en un grafico de OFM, es necesario graficar la variable de presión en el eje “X” y la variable objeto de estudio en el eje “Y”. Para crear un grafico en OFM seleccionamos en el menú de Analysis la opción de Plot. Inmediatamente se presentara la pantalla siguiente donde se seleccionan las variables a escoger.

Cambiar tanto el eje X como el eje Y a escala lineal para mejorar la visualización de la curva. Igualmente en la sección de Propiedades podrá cambiar el color de la curva y ajustar el grafico de acuerdo a su gusto. Abajo vera el grafico resultante:

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Para detallar los resultados en un reporte, vaya al menú Análisis, seleccione la opción Report. Inmediatamente se presentara la pantalla siguiente donde se seleccionan las variables: Si desea ver el resultado del PVT por correlación, el formato del reporte es como sigue: @Series(24 ,500 ,250 ), @pvtbo(@Series(24 ,500 ,250 )), @pvtrs(@Series(24 ,500 ,250 ))

2800 3200 3600 4000 4400 48001.4925

1.5000

1.5075

1.5150

1.5225

1.5300

Press.Fit

Pvt.Bo.Lu Completions (28)

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12. Diagramas Mecánicos en OFM

• Introducción

• Procedimiento

• Creando Diagramas Mecánicos en OFM

• Utilización de la macro WBD Builder.xls

• Opciones de visualización

• Definición de términos

12.1 Introducción

La generación de Diagramas Mecánicos en OFM le permitirá mantener en archivo digital la información de la condición mecánica de los pozos a diferentes fechas de su vida productiva. Este proceso tiene como objetivo mostrar como cargar los diagramas mecánicos de los pozos, así como información importante para su visualización. Dentro de los datos requeridos tenemos información relacionada a la completación de los pozos, así como datos básicos de identificación.

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12.2 Creando Diagramas Mecánicos en OFM

El primer paso es verificar si la categoría Wellbore existe en la base de datos de OFM. Esto es importante ya que OFM almacena la información de diagramas mecánicos basados en la categoría Wellbore. Desde la ventana del Mapa Base

1. En el menú View, seleccione Panes \ Step para abrir el panel “Step”. Cambie la categoría del proyecto de OFM a hoyo seleccionando “Wellbores” como categoría en el panel de “Step”.

2. Seleccione un hoyo relevante desde la ventana de selección “Select”

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3. En el menú de Analysis, seleccione la opción Wellbore Diagram para abrir la ventana de diagramas mecánicos. Desde la ventana “Wellbore Diagram” La principal ventana en el modulo de diagramas mecánicos es la ventana de edición, mejor conocida como “Edit WBD”. En esta ventana revestimientos (casings), tuberías (tubings), equipos en revestimientos y tuberías, perforaciones, etc., que están en el hoyo pueden ser definidos. Es importante estar seguro que la profundidad para los diagramas mecánicos es en MDDF (Measured Depth based on Derrick Floor) o a nivel de la planchada. Esto se debe a que normalmente cuando se recibe un WBD del campo este tiene su profundidad basado en la MTHF (Measured Depth based on Tubing Head Flange), la cual es ligeramente mas pequeña. Dado que los marcadores de profundidad están basados en la profundidad MDDF, el equipamiento, especialmente las perforaciones de diagramas mecánicos deben ser convertidas de MTHF a MDDF para mejor resultado. 1. Para abrir la ventana “Edit WBD” seleccione en el menú Edit / la opción WBD… 2. La ventana “Edit WBD” contiene nueve pestañas.

El primer ítem a ser ingresado en un diagrama mecánico es el revestimiento o casing. Tipos de revestimientos (casings) en OFM

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Casing: CASING, SURFACE, INTERMEDIATE, PRODUCTION, LINER Ejercicio # 1 Crear un revestimiento (Casing) hasta 10000 pies con un diámetro externo de 10 ¾ pulgadas y un diámetro interno de 9.450 pulgadas. Procedimiento 1. Abra el modulo WBD seleccionando en el menú Analysis la opción Wellbore Diagram, seleccione en el menú Edit / Wellbore Diagram…, para abrir la ventana “Edit WBD”, seleccione la pestaña “Casing”.

2. Ingrese la información para Top, Bottom, OD e ID

3. Seleccione la pestaña “Views”, ingrese la información para Top (ft) y Bottom (ft).

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4. Click “OK”.

El revestimiento se despliega en la ventana.

Tipos de Tuberías (tubings) en OFM Tubing: STANDARD, CONCENTRIC, SLANTED Ejercicio # 2 Crear dos sartas de tuberías, una sarta de tuberías corta y otra sarta de tuberías larga para el pozo. Información: 1. Sarta Corta con 4000 pies de profundidad con 3.5 pulgadas OD 2. Sarta Larga con 7000 pies de profundidad 2 7/8 pulgadas OD Procedimiento 1. Desde la ventana “Edit WBD”, seleccione la pestaña “Tubing”.

2. Ingrese la información primero para la sarta de tuberías, asegurándose que “1” esta seleccionado para “String:”.

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3. Cambie “String :” “1” a “String:” “3” usando el botón “Next String >>”

Ingrese la siguiente información para la sarta de tuberías larga.

4. Click en “OK” Las dos sartas de tuberías se despliegan dentro del revestidor.

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Equipos en el modulo Wellbore Diagram Existen dos tipos de equipos que pueden ser almacenados y visualizados en OFM: equipos para revestidores y equipos en tuberías. El usuario necesita distinguir cual equipamiento pertenece al revestidor o a la tubería Debajo esta una lista de equipos que puede ser almacenada y visualizada en OFM Plug: PLUG, CEMENT, SAND, CIBP, BRIDGE, RETAINER Valve: VALVE, SCSSV, GASLIFT, STANDING, SHUTOFF, SSSV Nipple: NIPPLE, LANDING, PORTED, POLISHED, SEATING, NO_GO Joint: PLAIN, PERFSUB, LOCATOR, REENTRY, BLAST, SHEARSUB, TRAVEL, HYDROTRIP, EXPANSION, SLOTTED Screen: SCREEN, TELLTALE Fish: FISH, BAR, GUN, WIRE Fill: FILL, SAND, GRAVEL Seal: SEALS, PBR Packer: PERMANENT, RETRV, LATCH_IN, CUP Siempre especifique una profundidad tope y base para los equipos, de lo contrario, el símbolo del equipo no se desplegara. El autor usa la siguiente regla. Para equipos en tuberías la profundidad correcta al tope fue especificada después de 15 pies y añadida a la profundidad tope para tener la profundidad base. Esto se debe a que la longitud actual del equipo no siempre es conocida, solo la profundidad tope es conocida por algunos. Esto garantiza que el equipo seria desplegado en OFM. Ejemplo Crear una válvula de gas lift en la tubería a 3000 pies de profundidad. Solución La profundidad tope de la válvula de gas lift es 3000 pies, la profundidad base debería ser 3000 mas 15 o 3015 pies. Para equipos en revestidores, especifique la profundidad correcta a nivel de la profundidad base y para la profundidad tope reste 15 pies de la profundidad base. Ejemplo Crear una empacadura permanente en el revestidor a 2500 pies de profundidad. Solución La profundidad base para la empacadura permanente es 2500 pies, por lo tanto la profundidad tope debería ser 2500 menos 15 o 2845 pies.

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Ejercicio # 3 Crear los siguientes equipos: Información: i. Para revestidor, empacadura permanente a 3000 pies de profundidad ii. Para sarta de tuberías corta, válvula de gas lift con 3.5” OD a 1000 pies iii. Para sarta de tuberías larga, válvula de gas lift con 2 7/8” OD a 1000’ Procedimiento En la empacadura perteneciente al “Casing 1” “String”, la profundidad tope se encuentra 15 pies arriba desde la profundidad base. Para agregar una empacadura permanente con una profundidad tope de 2985 pies y profundidad base de 3000 pies seleccione la pestaña “Equipment”, seleccione “Casing 1” como la sarta “String:”, ingrese la profundidad tope y base, seleccione “PACKER” en “Selection” y “PERMANENT” como “Type”.

La válvula de gas lift correspondiente al “Tubing 1” “String:”, la profundidad base de la válvula esta 15 pies por debajo de la profundidad tope. Para agregar una válvula de gas lift con un profundidad tope de 1000 pies y profundidad base de 1015 pies seleccione “Tubing 1” en “String:”, ingrese las profundidades tope “Top” y base “Bottom”, seleccione “VALVE” como “Selection” y “GASLIFT” como “Type”.

La válvula SSSV pertenece al “Tubing 3” “String:”, la profundidad base de la válvula esta por debajo de 15 pies de la profundidad tope.

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Para agregar una válvula SSSV con un tope de 1500 pies y una profundidad base de 1515 pies seleccione “Tubing 3” en “String:”, ingrese las profundidades tope “Top” y base “Bottom”, seleccione “VALVE” como “Selection” y “SSSV”como “Type”.

Las empacaduras y válvulas se despliegan en el hoyo.

Nota: Comentarios pueden ser agregados usando la columna “Comment”. Para tener la columna “Comment” desde la pestaña “Equipment”, desplace el cursor hacia la derecha.

Perforaciones en Wellbore Diagram (WBD) Existen tres tipos de perforaciones: Abiertas (OPEN), Abandonadas (ABANDONED) y ¿??????? (SQUEEZE) las cuales pueden ser desplegadas.

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Para Perforaciones la profundidad tope y base necesita ser cargada, comentarios también pueden ser agregados. Ejercicio # 4 La arena K-1 es perforada desde 3020 hasta 3050 pies. Procedimiento Seleccione Edit/WBD…, seleccione la pestaña “Completions”, seleccione “Casing 1” en “String:”.

Ingrese información relevante para Tope (Top), Base (Bottom), Selección (Selection) y Comentarios (Comments).

Para ingresar “K-1” desplace el cursor hacia la derecha y agregue sus comentarios.

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12.3 Utilización de la macro WBD Builder.xls

1.- Ubique el archivo WBD Builder.xls, este se encuentra en la carpeta de instalación de OFM (C:\Program Files\Schlumberger\OFM 2005\OFMPlus\WBD Builder.xls)

2.- Proceda a rellenar los campos que apliquen para cada pozo en particular. Es importante hacer notar que el nombre del pozo debe ser el mismo que aparece en la tabla Maestra de su proyecto de OFM, para que exista una correspondencia con las demás tablas.

3.- Una vez recopilados todos los datos, haga clic en el botón “Finished” del archivo WBD Builder, para generar el archivo *.wbd. Siga las instrucciones.

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4.- Para cargar la información del archivo *.wbd, vaya al menú Database, seleccione la opción \Import\Data Loader

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5.- En el OFM Data Loader, siga los siguientes pasos: a) ubique al archivo WBD Builder.wbd b) Presione el botón “Add” c) Cargue la data presionando “Load”

6.- Verifique que la información este bien cargada en el OFM Status Information

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7.- En el menú de Análisis, seleccione la opción Wellbore Diagram, una ventana tal como la observada abajo se desplegara, seleccione un pozo y observe el diagrama mecánico.

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12.4 Opciones de visualización

En el menú Edit, seleccione la opción Colors… en esta puede cambiar los colores sartas de tuberías, equipos en tuberías, revestidores y/o hoyo desnudo, así como de intervalos.

Por otra parte, en la pestaña View de la ventana Edit WBD, pude generar diferentes vistas de las diferentes secciones del pozo, dependiendo de cual sea la zona de su interés.

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13. Carga de Registros y Creación de Correlaciones

• Introducción

• Procedimiento

• Creación de tablas de definición

• Carga de registros via Import Data Loader

• Carga de registros usando la macro LAStoOFM

• Visualización de registros

• Creación de Correlaciones

13.1 Introducción

Este proceso permitirá a la comunidad de ingenieros una visión global (no detallada) de las arenas del yacimiento así como de los mecanismos de entrampamiento en el campo. Dentro de los objetivos que se pretenden lograr se encuentran: -Diferenciar las diferentes arenas y canales -Examinar los distintos ambientes deposicionales de su yacimiento -Examinar los mecanismos de entrampamiento Al culminar esta actividad aprenderá a: -Cargar archivos LAS en OFM, usando la macro LAStoOFM.xls -Usar OFM para visualizar registros tipo. -Para datos de registros, usar la opción “Multi-Well Display” para entender la estructura y estratigrafía de su yacimiento. Para completar esta actividad los siguientes datos son requeridos: Datos de anotaciones, marcadores (Markers), información geológica de referencia así como secciones estratigráficas hechas con anterioridad.

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13.2 Creación de tablas de definición en OFM

Desde la ventana del Mapa Base

1. En el menú Database, seleccione Import \ Data Loader para abrir la ventana “Import Data Loader”.

2. En la ventana “Import Data Loader”, sección Files of type, seleccione archivos con extensión *.def (Definition). Seleccione el archivo llamado Registros.def

Antes de comenzar la carga de esta tabla, revisemos este archivo para su compresión.

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Siga los siguientes pasos: a) Ubique al archivo Registros.def b) Presione el botón “Add” c) Cargue la data presionando “Load” De esta forma, la tabla de definición para datos de registros queda establecida en su proyecto de OFM.

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13.3 Carga de registros via Import Data Loader

1. En el menú Database, seleccione Import \ Data Loader para abrir la ventana “Import Data Loader”.

2. En la ventana “Import Data Loader”, sección Files of type, seleccione archivos con extensión *.log (Trace). Seleccione el archivo llamado “Well001_RES.log”

Antes de comenzar la carga de esta tabla, revisemos este archivo para su compresión. Siga los siguientes pasos:

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a) Ubique al archivo “Well001_RES.log” b) Presione el botón “Add” c) Cargue la data presionando “Load” De esta forma, la información de registros queda cargada en su proyecto de OFM.

Ejercicio Adicional al archivo “Well001_RES.log”, cargue los siguientes archivos de registros: Well001_SP.log Well006_GR.log Well006_PERM.log Well006_SP.log Well006_GR.log Well006_PERM.log Well006_SP.log

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13.4 Carga de registros usando la macro LAStoOFM

LAS to OFM Standard, es una macro en Excel desarrollada para facilitar de manera automática la conversión de múltiples archivos LAS a formato de carga OFM. Posee también una Hoja que permite filtrar solo las curvas deseadas hasta un máximo de 30 aceptadas por OFM e incluye una opción para generar el archivo de definición (.def). El principal beneficio que se obtiene con el uso de la macro es la reducción drástica en el tiempo del proceso de conversión. Consideraciones para el uso:

• Los archivos de entrada deberán estar previamente generados en versión LAS 2.0 o superior.

• El símbolo decimal por defecto para Windows deberá ser el punto (.) • La macro deberá copiarse en el mismo directorio donde estén almacenados los

archivos LAS a convertir. • Los archivos resultantes (.log) tendrán como keyname el nombre que aparezca en

la línea WELL o UWI del archivo LAS según sea su elección. LAS to OFM PDM, a diferencia de la anterior, esta versión esta adaptada para ser usada en el ambiente de PDM, utilizando como fuente de entrada archivos LAS bajados directamente desde FINDER o LogDB provenientes de las distintas Instancias de Base de Datos del Proyecto. Consideraciones para el uso:

• Acepta cualquier versión de archivos LAS. • El símbolo decimal por defecto para Windows deberá ser el punto (.)

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• La macro deberá copiarse en el mismo directorio donde estén almacenados los archivos LAS a convertir.

• Los nombres de los archivos de entrada (LAS) deberán permanecer igual, tal como bajan desde FINDER o LogDB sin modificarlos (incluyendo espacios en blanco, guiones, etc.).

• Se deben procesar en grupos cada vez, es decir, clasificándolos según las siguientes categorías:

División: Oriente u Occidente Ex Filial : ExMara, ExLago o ExCorpo Fuente : Finder o LogDB Atención: No se deben mezclar archivos de distintas categorías. A continuación se muestran algunos ejemplos referentes a los nombres de los archivos de entrada (LAS) que puede procesar la macro: Oriente, ExLago, Finder: 005 2FUL 16 0_T172855_0.LAS Oriente, ExLago, LogDB: FUL_85_12278_AITC_036_1_32692.LAS Oriente, ExCorpo, Finder: 00108FUC0006 01_T_161439_0.LAS Oriente, ExCorpo, LogDB: SBC_118_15455_SGTL_015_1_17059.LAS SBC_22_13429_AITL_056_1_132546.LAS Occidente, ExLago, Finder: 1LL 134 0_T_162658_0.LAS 1LL 13 0_T_100407_0.LAS 005 1CL 192 0_T_102554_0.LAS Occidente, ExLago, LogDB: LL_3548_4183_LAS_001_1_36120.LAS TJ_0081_5930_LAS_001_1_37998.LAS CLA_307_1753_N_251L_005_1_137272.LAS Occidente, ExMara, Finder: 007WHLS 5306 1_T_143652_0.LAS 007WHSVS0035 2_T_171823_0.LAS Occidente, ExMara, LogDB: VLG_3848_10430_LIS_001_14_35611.LAS SVS0077_152392_RECALL_001_1_620.LAS Atención: Si sus archivos LAS no coinciden con algunas de las nomenclaturas anteriores, entonces deberá revisar los archivos resultantes (.log) y verificar si el keyname es el correcto, de no ser así, deberá editarlos o intentar convertirlos con la macro Standard (LAS to OFM Standard) o la original (LAS to OFM).

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Ejercicio Utilizando la macro LAS to OFM Standard, proceda a transformar y cargar el siguiente archivo: Well003.las Procedimiento: 1.- Ubique la macro LAS to OFM Standard.xls y colóquelo en la misma carpeta que los archivos .las. 2.- Revise los archivos .las y verifique que las curvas dentro de estos estén dentro de las curvas permitidas en la macro. En caso de que el archivo LAS presente curvas diferentes explore la posibilidad de cambiar el nombre de las curvas en el archivo original de registros o agregue una curva nueva en la hoja “Valid Curves” de la macro LAS to OFM Standard.xls. 3.- En la hoja “LAS to OFM Standard” presione el botón “Click to convert LAS log format (*.las) to Oilfield Manager log format (*.log)”, inmediatamente le aparecen las siguientes ventanas:

Presione OK.

De acuerdo a como se estructure su proyecto de OFM, podrá seleccionar entre nombre del pozo WELL (W) o UWI (U) para identificar el “keyname” en los archivos de carga (*.log). Finalmente presione OK.

4.- Una vez creado el archivo de carga de registros (Well003.log), proceda a cargarlo usando la opción Import \ Data Loador en el menú Database. (Sección 1.3 Carga de registros vía Import Data Loader)

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13.5 Visualización de registros

En OFM existen dos formas de visualizar registros, una es la opción llamada “Well Log” y la otra “Multi-Well Log” ambas ubicadas en el menú llamado “Analysis”. La opción “Well Log” es utilizada para visualizar registros sencillos de pozos en forma individual. La opción “Multi-Well Log” es utilizada para visualizar registros de varios pozos, de manera tal de establecer relación entre los mismos. Visualización sencilla, opción “Well Log” Vaya al menú “Analysis” y seleccione la opción “Well Log”, ubique el pozo Well003:

Aparece una ventana donde se selecciona el rango de profundidad, seleccione 1750 pies como Tope (Top) y 4000 pies como Base (Bottom). Se despliega la siguiente ventana:

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En el carril de la izquierda, ubique uno de los “Trace Name” y haga doble clic sobre el. Allí podrá seleccionar la curva de interés:

Realice la misma operación en el carril de la derecha y seleccione las curvas SN, LN y LAT.

El presente formato de registros puede ser guardado para futuras aplicaciones. Vaya al menú File \ opción Save y OFM guardara la plantilla como archivo de registros o “Log Files” con extensión *.lgv

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Visualización múltiple, opción “Multi-Well Log” Vaya al menú “Analysis” y seleccione la opción “Multi-Well Log”. Se despliega la siguiente ventana:

Haga clic en “Well Name” y la siguiente ventana se despliega:

En esta ventana seleccione el nombre del pozo (Wellbore Name) y las curvas que desee visualizar (Log Trace # 1 \ Log Trace # 2) para ese pozo.

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Para el caso práctico, seleccione los pozos Well001, Well006 y Well008 y visualice las curvas SP y RES para el pozo Well001, las curvas GR y SP para los pozos Well006 y Well008. La visualización final de los registros es parecida a la siguiente:

13.6 Creación de Correlaciones

Para la generación de correlaciones en OFM, utilizaremos el proyecto demo llamado BField (bfield.mdb), relacionado al campo Benton Field. Las siguientes serán una serie de tareas que permitirán crear, visualizar y entender la información de secciones. Lección 1: Estructura de Benton Field Comparación de mapas estructurales basados en datos sísmicos originales y el control de pozo actual.

• Observe el mapa sísmico original, salvado como un archivo de anotación. Sugerencia: Cargar D:\MBenton Field\Benton Field\ Data\Anno\Seis-1.ano.

• Observe un mapa estructural del mismo horizonte, basado en el control actual de pozo. Sugerencia: Carga D:\MBenton Field\Benton Field\Data\Anno\Ttop.ano.

• ¿Cómo difieren los dos mapas? Condenaría un pozo seco perforado en la localización No 1 condenar al prospecto?

• ¿Cuál es la línea de cero ANP? • ¿Por qué es el pozo 3 un pozo seco?

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Mapa Estructural: Tope de el V Lime, datos sísmicos originales Lección 2: Registro tipo para Benton Field. Siga estos pasos para usar el Pozo No. 49 como registro tipo:

1. En el menú haga clic en Analysis��Well Log. Seleccione el Pozo 2549.

2. En la pista izquierda, haga doble clic sobre Trace Name. Seleccione en Log��SP. En la pista derecha, seleccione Log��RES.

3. Ir a Properties Pane y seleccione Yes en Show Markers, Show Marker Notes y Show Perfs, para mostrar los marcadores, notas de marcadores y cañoneos.

Top Of T Reservoir

-1700

-1680

-1660

-1640-1640

-1750

-1700

-1650

-1600

0 0

4 0 0 0 4 0 0 0

8 0 0 0 8 0 0 0

1 2 0 0 0 1 2 0 0 0

1 6 0 0 0 1 6 0 0 0

2 0 0 0 0 2 0 0 0 0

0

0

2 5 0 0

2 5 0 0

5 0 0 0

5 0 0 0

7 5 0 0

7 5 0 0

1 0 0 0 0

1 0 0 0 0

1 2 5 0 0

1 2 5 0 0

75

76

829

56

57

58 59

60

61

621

63

64 65

666768

69 70 7172

73 74

2

6

10

11

13

14

3839

40

41

4243

44

454647

4849

5078

4

32

33

34

35 36

37

5

51

52

53

5455

30 31

1516

17

18

3

7

9

1219

20 21

22

23

24

25

26

27

28

77

DATA

OILDRYP&AOBSER

B e nto n F ieldB e nto n F ieldB e nto n F ieldB e nto n F ieldO pt im ización d e Yacim ient osO pt im ización d e Yacim ient osO pt im ización d e Yacim ient osO pt im ización d e Yacim ient os

114

TIP Observe estos rasgos en el registro tipo:

• La Arena T está limitada por arriba y por debajo por delgadas calizas. • La Arena T se compone de barras de arenas, un canal de arena y zonas de arcillas.

Lección 3: Variaciones Litológicas Use la opción Multi-Well Log para examinar las variaciones en la estratigrafía y la heterogeneidad del campo. Procedimiento:

1. En el menú, haga clic en Analysis��Multi-Well Log 2. Haga doble clic en Well Name y seleccione los pozos 2604, 2514, 2549 y 3005. 3. En cada pista de pozo, haga doble clic en Trace Name. Seleccione en Log��SP.

Para el segundo Trace Name seleccione en Log��Res.

V Lime

T Sand

Lime

Shale

Sand with

Cross Beds

Sand with

Burrows

115

4. Ir a Properties Pane y seleccione Yes en Show Markers y Show Marker Notes, para mostrar los marcadores y notas de marcadores.

5. Para comparar litologías en estas localizaciones, alinee el marcador Ltop a través de los cuatro pozos usando la flecha en la parte derecha de cada ventana.

Vea las diferencias en la forma de las curvas SP. Bajo Sp tiende a ocurrir generalmente en arcillas; grandes lecturas son registradas en sedimentos ordinarios. Escoja ejemplos de arcillas, arenas y canales dentro de la Arena T (T Sand). Lección 4: Secciones Estratigráficas Dos secciones han sido proporcionadas. Compare la sección estructural con los mapas de sísmica estructural. ¿Como pueden diferenciarse? La Sección Este – Oeste usa el datum estratigráfico, LTOP, para mostrar los cambios litológicos a través del área.

LTop

116

Localización de la Sección Norte – Sur

Localización de la Sección Este – Oeste

117

Sección Estructural Norte – Sur

Sección Estratigráfica Este - Oeste

V Lime

T Sand

Lime

Cross Beds

Burrows

Shale

V Lime

T Sand

Lime

Cross Beds

Burrows

Shale

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Aplicacion de Procesos Avanzados Usando OFM