TRABAJO FINAL: SIMULACIÓN MATEMATICA DE RESERVORIOS CON PROGRAMA “BOAST 98”

CONTENIDO:

1) INTRODUCCIÓN

2) GENERALIDADES

3) MARCO TEÓRICO

4) DESARROLLO DEL PROYECTO

4.1) MODELO ESTÁTICO

4.1.1) MAPA ESTRUCTURAL

4.1.2) POROSIDAD

4.1.3) ESPESORES

4.2) MODELO PETROFISICO

4.2.1) PERMEABILIDADES

4.2.2) PRESIÓN CAPILAR

4.3) CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS

4.3.1) DATOS PVT

4.4) MODELO DINÁMICO

4.4.1) GRÁFICAS PRODUCCIÓN, INYECCIÓN Y RECUPERACIÓN

ANÁLISIS DE LOS CASOS E INDICADORES ECONOMICOS

5) CONCLUSIONES

6) RECOMENDACIONES

1) INTRODUCCIONEl presente trabajo final tiene como finalidad simular modelos matemáticos mediante un software utilizando el programa “BOAST 98” para la comprensión de la simulación de reservorios. Esta simulación nos dará como resultado datos para la interpretación de las diferentes alternativas de explotación y llegar a una mayor recuperación del petróleo in place.

2) GENERALIDADESEl software BOAST 98 será utilizado para simular un reservorio para diferentes tipos de explotación, como es el caso de las alternativas propuestas: • CASO A: Recuperación por primaria con 4 pozos productores ubicados estratégicamente en la zona de mayor saturación de petróleo. • CASO B: Recuperación por secundaria en base al CASO A por inyección de agua. • CASO C: Recuperación por secundaria en base al CASO A por inyección de gas. • CASO D: Recuperación por secundaria en base al CASO A con la perforación de pozos de relleno.

A estos modelos propuestos se les hará un análisis comparativo para su interpretación y su posterior conclusión de los resultados.

3) MARCO TEORICO:Para una mejor comprensión e interpretación de resultados se definirán algunas de las propiedades las cuales juegan un papel muy importante en la interpretación de los datos que nos brinda el simulador BOAST.

- SIMULACION DE RESERVORIOS: La simulación de reservorios combina física, matemáticas, ingeniería de yacimientos y la programación de computadoras para desarrollar herramientas que permitan predecir el comportamiento de los hidrocarburos bajo diferentes condiciones de operación y de esta forma tomar las mejores decisiones en el desarrollo y administración de un campo petrolero.

- RECUPERACION PRIMARIA Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica. La etapa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía natural existente en el yacimiento.

- RECUPERACION SECUNDARIA: Resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el

desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico.

- INYECCION DE AGUA: En un yacimiento sometido a un proceso de producción primario, se utiliza fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Durante este proceso el petróleo se encuentra bajo presión dentro de los poros de las rocas que Forman el yacimiento. Por ello, cuando se perfora un pozo, el petróleo se expande hacia la zona de menor presión. El petróleo (“blackoil”) contiene una cantidad significativa de gas natural en disolución. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión del pozo, por debajo de “la presión de burbuja”2, el gas deja de estar disuelto y empieza a expandirse empujando al petróleo a la zona de menor presión. Estos sistemas complementarios son conocidos como procesos de recuperación mejorada de petróleo y pretenden aumentar la recuperación de crudo suministrando energía al yacimiento. Con estos métodos se aumenta el factor de recobro del yacimiento. Uno de los métodos de recuperación mejorada más aplicados es la inyección de agua. Por ello, el problema físico considerado en este trabajo es un proceso de recuperación mejorada por inyección de agua, donde el agua desplaza el petróleo manteniendo la presión en el yacimiento más o menos constante. En esta técnica de recuperación mejorada, el agua inyectada va desde los pozos de inyección hacia los pozos de extracción desplazando el petróleo hacia los pozos de producción. En este trabajo el flujo de petróleo y agua es modelado como flujo incompresible bifásico a través de medio poroso, despreciando la presencia de gas por no disponer de simuladores de flujo compresible para realizar las simulaciones.

Existen 2 tipos básicos de inyección de agua:

Inyección periférica o externa: Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. El agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo.

CARACTERÍSTICAS: 1.- Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. 2.- Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.VENTAJAS: - Se utilizan pocos pozos. - No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. Esto disminuye la inversión en áreas donde

se tienen pozos perforados en forma irregular o donde el espaciamiento de los pozos es muy grande. - No es indispensable una buena descripción del yacimiento para iniciar el proceso de invasión con agua por flancos. - Rinde un recobro alto de petróleo con un mínimo de producción de agua. En este tipo de proyecto, la producción de agua puede ser retrasada hasta que el agua llegue a la ultima fila de pozos productores. Esto disminuye los costos de las instalaciones de producción de superficie para la separación agua- petróleo.

DESVENTAJAS: - Una porción de agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo. - No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos. - En algunos yacimientos, no es capaz de mantener la presión de la parte central del mismo y es necesario hacer una inyección en arreglos en esa parte de los yacimientos.

- Puede fallar por no existir una buena comunicación entre la periferia y el yacimiento. - El proceso de invasión y desplazamiento es lento y, por lo tanto, la recuperación de la inversión es a largo plazo

Inyección en arreglos o dispersa: Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas) del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

CARACTERISTICAS: - La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del número y de la posición de los pozos existentes. - Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamiento y una gran extensión areal. - A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores, para lo cual se convierten los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

VENTAJAS:

- Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia

inyector- productor es pequeña. Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. - Rápida respuesta del yacimiento. - Elevada eficiencia de barrido areal. - Permite un buen control del frente de invasión y del factor de reemplazo. - Disminuye el efecto negativo d las heterogeneidades sobre el recobro. - Rápida respuesta en presiones. - El volumen de la zona de petróleo es grande en un periodo corto DESVENTAJAS:- En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto número de pozos inyectores. - Requiere mayor descripción del yacimiento. - Exige un mayor seguimiento y control y, por lo tanto, mayor cantidad de recursos humanos. Es más riesgoso. INYECCION DE GAS: La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el petróleo y generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba un recobro adicional de petróleo desinflando aceleradamente la presión del yacimiento.

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: INYECCION DE GAS INTERNA O DISPERSA.- Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica, por lo general, en yacimientos con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado. CARACTERISTICAS: - Se aplica a yacimientos homogéneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.

- Generalmente, se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado a través de la zona productiva del yacimiento. - La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

VENTAJAS: - Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas más apropiadas. - La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas. DESVENTAJAS: - Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. - La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa. - Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa. - La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operación y de producción.

INYECCION DE GAS EXTERNA.- Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria. Por lo general, se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia de la fuerzas de gravedad.CARACTERISTCAS: - Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. - Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales, > 200 md. - Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una buena distribución areal del gas inyectado, a fin de obtener mayores beneficios para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requieran.

VENTAJAS: En comparación con lo que se obtiene con la inyección interna: - La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior. - Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores. - El factor de conformación o eficiencia de barrido vertical es generalmente mayor.

DESVENTAJAS: - Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. - Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. - Las interrelaciones de lutitas, así como las barreras, son inconvenientes para la inyección de gas externa.

4) DESARROLLO DEL PROYECTO MODELO ESTATICO Calculamos el volumen in situ del reservorio Tacurú-Ingre, utilizando el método volumétrico a partir de la porosidad de las porosidad, saturación de agua y espesor neto, utilizan la siguiente formula: 𝑉𝑜𝑙 𝐼𝑛 𝑆𝑖𝑡𝑢 = 7756 ∗ 𝑎𝑟𝑒𝑎 ∗ 𝑝𝑜𝑟𝑜𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 ∗ ( 1 − 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛)

MAPA ESTRUCTURAL CAMPO MONTEAGUDO ARENA TUCURU – INGRE

En base al mapa estructural hacemos el grillado de nuestro mapa y nos sale una grilla de 24 x 13

También nos el contacto agua-petróleo que se ubica en la cota -170GRILLA Y UBICACIÓN DE LOS POZOS

El grillado me dio como resultado 23 columnas dirección (x) y 14 filas en dirección (y) y en la dirección (z) 3 Ubicamos 4 pozos productores de manera estratégica y sobre estos datos haremos nuestros estudiosMAPA DE AREAS

Este mapa representa la estructura y está a escala de 1:10000 ósea que cada 1cm=100m y haciendo la sumatoria de todos los cuadritos tenemos un área total de 4983250m2

MAPA ISOPACO (espesor total)

Pongo los datos que leí de mi mapa isopaco en este mapa cuadriculado

MAPA ISOPACO (espesor neto)

Pongo los datos que leí de mi mapa isopaco en este mapa cuadriculado

MAPA ISOPOROSO

Pongo los datos que leí de mi mapa iso-porosidad en este mapa cuadriculado

MAPA ISOSATURACION

Pongo los datos que leí de mi mapa iso-saturación en este mapa cuadriculado

Otros datos que utilizo:

Tres número de capas Z=3

Permeabilidad DX=20md DY=100md DZ=20md

Presión inicial = 4400psi Presión de burbuja = 4014 psi

Profundidad = 8300 pies

Datos de saturación de petróleo

Ya obtenidos todos los datos necesarios para calcular el volumen IN SITU, los ingresamos al simulador y nos arroja el siguiente resultado:

MODELO DINÁMICO:

PERMEABILIDADES RELATIVAS:

CARACTERIZACIÓN DE FLUIDOS:

Bo vs Presión / Viscosidad del petróleo vs Pres

Presión vs viscosidad del gas, factor volumétrico del gas (Bg)

DATOS ADICIONALES:

• Presión de burbuja @8300ft = 4014.7 Psia.

• Presión de Reservorio = 4017 Psia. (tomado con la gradiente de presión del modelo base, en base a nuestra profundidad del tope de la grilla.

Datos de producción para cada pozo:

Índice de Productividad = 0.044

EVALUCION DE LOS CASOS

• CASO A= Simulación del Modelo en base al ejemplo 52A grilla de 24 x 14 x3 con 4 pozos productores (Recuperación Primaria)

• CASO B= Simulación del Modelo en base al ejemplo 54 de grilla 24 x 14 x 3 con 4 pozos productores, luego se realiza la recuperación secundaria mediante 3 pozos inyectores de agua, a partir del periodo 3.

• CASO C= Simulación del Modelo en base al ejemplo 52B de 24 x 13 x 3 con 4 pozos productores, luego se realiza la recuperación secundaria mediante la inyección de 3 pozos de gas, a partir del periodo 3.

• CASO D= Simulación del Modelo en base al ejemplo 52A con grilla de 24 x 13 x 3 con 4 pozos productores, luego se interviene el campo para mejorar la productividad con la perforación de 3 pozos de relleno ubicados estratégicamente a partir del periodo 3.

CASO A (recuperación por primaria)

Modelo 24 x 13 x 3 con pozos productores, ubicados en zonas donde la saturación de petróleo es muy alta (70%). Hacemos la corrida en el simulador y nos arroja los siguientes resultados:

CAUDALES

Petróleo acumulado

Evaluación económica

Como se puede observar en el cuadro vemos que nuestro proyecto por recuperación primaria es factible según los indicadores económicos aunque no es considerable la ganancia

CASO B (recuperación secundaria por inyección de agua)

Modelo 24 x 13 x 3 con pozos productores, ubicados en zonas donde la saturación de petróleo es muy alta (70%), Luego en el 2do año perforamos 3 pozos inyectores y ya en el tercer año empiezan a inyectar agua a caudal de -500 BPD. Hacemos la corrida en el simulador y nos arroja los siguientes resultados:

Caudales

Petróleo acumulado

Análisis económico

Como se puede ver en los indicadores económicos este proyecto apenas factible en relación al anterior caso.

CASO C (recuperación secundaria por inyección de gas)

Modelo 24 x 13 x 3 con pozos productores, ubicados en zonas donde la saturación de petróleo es muy alta (70%), Luego en el 2do año perforamos 3 pozos inyectores y ya en el tercer año empiezan a inyectar gas a caudal de -1000MPCD. Hacemos la corrida en el simulador y nos arroja los siguientes resultados:

Caudales

Petróleo acumulado

Análisis económico

Este proyecto no es tan rentable como en el caso anterior debido a los indicadores económicos

CASO D (recuperación con pozos de relleno)

Modelo 24 x 13 x 3 con pozos productores, ubicados en zonas donde la saturación de petróleo es muy alta (70%), Luego en el 2do año perforamos 3 pozos de relleno y ya en el tercer año empiezan a producir. Hacemos la corrida en el simulador y nos arroja los siguientes resultados:

Caudales

Petróleo acumulado

Evaluación económica

Este caso es apenas rentable es el más bajo de todas las recuperaciones secundarias según nos muestra los indicadores económicos

5) CONCLUSIONES:

GRÁFICAS COMPARATIVAS DE RECUPERACIÓN:

Factores de Recuperación: (RECUPERACIÓN / IN-SITU)

PETRÓLEO IN SITU= 15,05 MMBBLS.

• CASO A: 2,1 / 12,07 = 17,39 %

• CASO B: 4.1 / 12,07 = 33,96 %

• CASO C: 3,8 / 12,07 = 31,48 %

• CASO D: 3.5 / 12,07 = 28,93%

CONCLUSIONES

•El “Caso A”, que fue el caso de recuperación primaria, obtuvo un factor de recobro de 17,39 %, un valor considerable ya que es por depletion se mantiene dentro de los rangos de recuperación estándar

• El “Caso B”, que fue el caso de recuperación secundaria mediante la inyección de agua, obtuvo un factor de recobro de 33,96 %, por lo que aplicando el método de inyección de agua podremos recuperar una mayor cantidad de crudo pero en términos monetarios no están conveniente.

• El “Caso C”, que fue el caso de recuperación secundaria mediante la inyección de gas, tuvo un factor de recuperación del 31,48 %, un porcentaje bajo

• El “Caso D”, que fue el caso de recuperación secundaria perforando pozos de relleno, tuvo un factor de recuperación del 28.93 %, s bajo ya que las mas potenciales ya ce perforaron y su energía del yacimiento está declinando ya que no hay ningún mecanismo que mantenga la presión

Aquí esta una visualización aproximada de la estructura TACURU INGRE realizado con el programa SURFER 12 está hecho en base a los mapas de topes, bases, espesores totales y espesores netos.

Aquí esta una visualización aproximada de la estructura TACURU INGRE realizado con el programa SURFER 12 está hecho en base a los mapas de topes, bases, espesores totales y espesores netos.

Aquí esta una visualización aproximada de la estructura TACURU INGRE realizado con el programa SURFER 12 está hecho en base a los mapas de topes, bases, espesores totales y espesores netos.