UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
TEMA:
“ESTUDIO DE UN CAMPO DE LA CUENCA ORIENTE
ECUATORIANA Y PROPUESTA PARA SU DESARROLLO
CON BASE A UN MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERA DE PETRÓLEOS
MARÍA FERNANDA POZO NAVAS
DIRECTOR: ING. VINICIO MELO
i © Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014
ii
DECLARACIÓN
Yo MARÍA FERNANDA POZO NAVAS, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
_________________________ María Fernanda Pozo Navas
iii
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Estudio de un campo de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y propuesta para su desarrollo con base a un modelo de simulación dinámico”, que, para aspirar al título de Ingeniera de Petróleos fue desarrollado por María Fernanda Pozo Navas, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
______________________ Ing. Vinicio Melo DIRECTOR DEL TRABAJO
iv
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN xix
ABSTRACT xxi
INTRODUCCIÓN xxiii
CAPÍTULO I 1
1. MARCO TEÓRICO 1
1.1 MARCO HISTÓRICO REFERENCIAL 1
1.1.1 HISTORIA DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS 1
1.2 MARCO CONCEPTUAL 4
1.2.1 YACIMIENTO DE PETRÓLEO 4
1.2.2 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS 6
1.2.3 SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS 7
1.2.4 MÉTODOS TRADICIONALES PARA LA SIMULACIÓN 7
1.2.4.1 Métodos análogos 8
1.2.4.2 Métodos experimentales 8
- Modelos análogos 9
- Modelos físicos 9
1.2.4.3 Métodos matemáticos 10
1.2.5 APLICACIONES DE LA SIMULACIÓN 10
1.2.6 ETAPAS PARA EL DESARROLLO DE UN MODELO
DE SIMULACIÓN DINÁMICO 12
1.2.6.1 Adquisición y análisis de datos 13
- Estudios sísmicos 13
- Estudios geológicos 13
- Análisis de núcleos (cores) 14
- Registros eléctricos 14
v
1.2.6.2 Modelo de simulación estático 15
- Porosidad (Ø) 15
- Permeabilidad (K) 17
- Saturación (S) 22
- Humectabilidad o mojabilidad 23
1.2.6.3 Modelo de Simulación dinámico 24
- Información de producción e inyección 24
- Índice de productividad (IP) 25
- Pruebas de presión 26
1.2.7 SIMULADORES DE YACIMIENTOS 26
1.2.7.1 Tipo de yacimiento 27
1.2.7.2 Nivel de simulación 27
1.2.7.3 Tipo de fluido contenido 28
- Simuladores de gas 28
- Simuladores geotérmicos 28
- Simuladores de petróleo negro 29
1.2.7.4 Procesos de recuperación mejorada 30
- Simuladores de recuperación química 30
- Simuladores de recuperación con miscibles 31
- Simuladores de recuperación térmica 31
1.2.7.5 Número de fases 32
- Simuladores monofásicos 32
- Simuladores bifásicos 32
- Simuladores trifásicos 33
- Simuladores composicionales 33
1.2.7.6 Número de dimensiones 34
- Simuladores de cero dimensiones 34
- Simuladores de una dimensión 35
- Simuladores de dos dimensiones 36
- Simuladores de tres dimensiones 36
1.2.8 ENMALLADO MODERNO 37
vi
1.2.10 COSTOS DE LA SIMULACIÓN 38
1.3 ECLIPSE 38
1.3.1 DESCRIPCIÓN 38
1.3.1.1 Simulador térmico ECLIPSE (ECLIPSE
thermal simulator) 39
1.3.1.2 Simulador composicional ECLIPSE
(ECLIPSE compositional simulator) 39
1.3.1.3 Simulador de optimización ECLIPSE
(ECLIPSE Frontsim streamline simulator) 39
1.3.1.4 Simulador de petróleo negro ECLIPSE
(ECLIPSE core simulator) 40
1.3.2 SIMULACIÓN CON ECLIPSE 40
1.4 DESCRIPCIÓN DEL ÁREA DE ESTUDIO 46
1.4.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA 46
1.4.2 ANTECEDENTES 48
1.4.3 ESTRATIGRAFÍA 49
1.4.3.1 Formación Hollín 49
1.4.3.2 Formación Napo 50
1.4.3.3 Formación Tena 50
1.4.4 GEOFÍSICA 56
CAPÍTULO II 57
2. METODOLOGÍA DE DESARROLLO DEL TRABAJO 57
2.1 RECOPILACIÓN BIBLIOGRÁFICA 58
2.2 RECOPILACIÓN DE ESTUDIOS ANTERIORES SOBRE EL
CAMPO FRONTERA 58
2.2.1 INFORME DE SIMULACIÓN (1999) 59
2.2.2 MODELO DE SIMULACIÓN DINÁMICO (2009) 59
2.3 RECOPILACIÓN DE INFORMACIÓN AL 2013 66
vii
CAPÍTULO III 68
3. ANÁLISIS DE RESULTADOS 68
3.1 PETROFÍSICA 68
3.2 ESTRUCTURA 75
3.3 ACUÍFEROS 76
3.4 PETRÓLEO IN SITU (POES) 79
3.5 CARACTERÍSTICAS DE LOS FLUIDOS 79
3.6 PRESIONES 84
3.7 PRODUCCIÓN 86
3.8 ESTADO ACTUAL 93
3.8.1 PERFORACIÓN DE LOS POZOS 94
3.8.2 UBICACIÓN DE LOS POZOS 96
3.8.3 PARÁMETROS PETROFÍSICOS Y DE FLUIDO 97
3.8.4 PRODUCCIÓN ACUMULADA 99
3.8.5 HISTORIA DE PRODUCCIÓN POR POZO Y
YACIMIENTO. 100
3.8.6 ÚLTIMA PRODUCCIÓN REPORTADA POR POZO 113
3.8.7 PRESIÓN 114
3.9 AJUSTE HISTÓRICO 115
3.10 ESCENARIOS CONSIDERADOS PARA EL DESARROLLO
DEL CAMPO. 120
3.10.1 REALIZACIÓN DE UN TRABAJO DE
REACONDICIONAMIENTO 122
3.10.2 PERFORACIÓN 125
3.10.3 PERFORACIÓN Y REACONDICIONAMIENTO 130
3.10.4 INYECCIÓN DE AGUA 133
3.11 COMPARACIÓN ENTRE LAS PROPUESTAS DE
DESARROLLO SIMULADAS. 136
3.12 PROPUESTA APLICABLE 138
3.12.1 DESCRIPCIÓN 138
viii
CAPÍTULO IV 143
4 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 143
4.1 CONCLUSIONES 143
4.2 RECOMENDACIONES 146
ANEXOS 148
BIBLIOGRAFÍA 165
GLOSARIO 168
ix
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Parámetros básicos utilizados para la definición del modelo de simulación
dinámico del campo Frontera. 62
Tabla 2. Parámetros petrofísicos para las areniscas
T y U. 69
Tabla 3. Petróleo Original In Situ (POES) de los yacimiento T y U del campo Frontera según el informe de simulación de 1999 y el
modelo de simulación dinámico de 2009 79 Tabla 4. Propiedades PVT para el yacimiento T y U
del campo Frontera. 80
Tabla 5. Estado actual, características y perforación
de los pozos del Campo Frontera 95
Tabla 6. Parámetros petrofísicos del yacimiento T
reportados al año 2013 98
Tabla 7. Parámetros petrofísicos del yacimiento U
reportados al año 2013 99
Tabla 8. Producción acumulada de petróleo a
diciembre de 2012. 100
Tabla 9. Última producción reportada de los pozos productores del campo Frontera para los
x Tabla 10. Parámetros obtenidos del análisis de la
prueba de restauración de presión del pozo
Frontera-4B, yacimiento T. 114
Tabla 11. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y agua según la simulación matemática sin realizar trabajos en el
campo. 121
Tabla 12. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y agua según la simulación matemática para el caso de la realización
de un trabajo de reacondicionamiento. 123 Tabla 13. Volúmenes estimados in situ y recuperados
de petróleo, gas y agua según la simulación matemática para el caso de la perforación
de un pozo. 128
Tabla 14. Volúmenes in situ y recuperados de petróleo, gas y agua según la simulación matemática para la realización de un
reacondicionamiento y perforación. 131
Tabla 15. Volúmenes estimados in situ y recuperados de petróleo, gas y agua según la simulación matemática para el caso de inyección de
agua. 134
Tabla 16. Volúmenes de petróleo total producido del campo Frontera en barriles a enero de 2013
según la simulación y el valor real. 138 Tabla 17. Costos referenciales para un proyecto de
xi
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Evolución de la simulación de yacimientos 4 Figura 2. Etapas para el desarrollo de un modelo de
simulación dinámico. 12
Figura 3. Porosidad 15
Figura 4. Ley de Darcy aplicada al cálculo de
permeabilidad 19
Figura 5. Flujo radial 20
Figura 6. Curvas de permeabilidad relativas a dos
fases 21
Figura 7. Fenómenos de humectabilidad 24
Figura 8. Ubicación del campo Frontera en el Ecuador 47 Figura 9. Columna estratigráfica de la Cuenca Oriente 51 Figura 10. Columna estratigráfica del Campo Frontera 53 Figura 11. Registro eléctrico tipo del pozo Frontera-1,
con líneas de correlación 55
Figura 12. Diagrama de flujo de la metodología. 57
Figura 13. Imagen tomada de la interface denominada
“Office” del programa Eclipse. 60
Figura 14. Imagen tomada del programa Eclipse, del
gerenciamiento de los casos “case manager”. 61 Figura 15. Imagen tomada del programa Eclipse, del
Gerenciamiento de la información “data
xii Figura 16. Mapa de celdas activas y no con los pozos
activos para la capa K=16, correspondiente al
yacimiento T del campo Frontera. 63
Figura 17. Mapa de celdas activas y no con los pozos activos para la capa K=1, correspondiente al
yacimiento U del campo Frontera. 64
Figura 18. Mapa de valores de espesor neto (NTG) para la capa K=14, correspondiente al yacimiento
T del campo Frontera. 71
Figura 19 Mapa de valores de espesor neto (NTG) para la capa K=7, correspondiente al yacimiento U
del campo Frontera. 72
Figura 20. Mapa de isoporosidades para la capa K=14 correspondiente a la arenisca T del campo
Frontera. 73
Figura 21. Mapa de isoporosidades en la capa K=7, correspondiente al yacimiento U del campo
Frontera. 74
Figura 22. Mapa Estructural isopaco del campo Frontera
a la caliza A 76
Figura 23. Gráfico del acuífero en la capa K=14 del
yacimiento T 77
Figura 24. Gráfico del acuífero en la capa K=7 del
yacimiento U 78
Figura 25. Gráfico de las curvas de permeabilidad relativa de petróleo y agua para el yacimiento
T. 81
Figura 26. Gráfico de las curvas de permeabilidad relativa de petróleo y agua para el yacimiento
U. 82
Figura 27. Solubilidad del gas en el petróleo en el
xiii Figura 28. Solubilidad del gas en petróleo en el
yacimiento U 83
Figura 29. Datos de presión del yacimiento T (Región 2)
del campo Frontera 84
Figura 30. Datos de presión del yacimiento U (Región 1)
del campo Frontera 85
Figura 31. Caudal de producción de petróleo por día para el yacimiento T (región 2) del campo
Frontera. 86
Figura 32. Caudales de producción de petróleo por día para el yacimiento U (región 1) del campo
Frontera. 87
Figura 33. Producción total acumulada de petróleo para el yacimiento T (región 2) del campo
Frontera. 88
Figura 34. Producción total acumulada de petróleo para el yacimiento U (región 1) del campo
Frontera. 89
Figura 35. Caudal de producción de agua por día para el
yacimiento T (región 2) del campo Frontera. 90 Figura 36. Caudal de producción de agua por día para el
yacimiento U (región 2) del campo Frontera. 91 Figura 37. Producción total acumulada de agua para el
yacimiento T (región 2) del campo Frontera. 92 Figura 38. Producción total acumulada de agua para el
yacimiento U (región 1) del campo Frontera. 93 Figura 39. Mapa de ubicación y coordenadas de los
pozos del Campo Frontera 96
Figura 40. Ubicación de los pozos Frontera-4B y
xiv Figura 41. Histórico de producción y BSW para T y U a
través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-1. 102
Figura 42. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-2. 104
Figura 43. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) desde 2004
del pozo Frontera-4B. 106
Figura 44. Histórico de producción y BSW para T y U a través del tiempo (día, mes, año) desde 2004
del pozo Frontera-5. 108
Figura 45. Histórico de producción y BSW para T a través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-5RE. 110
Figura 46. Histórico de producción y BSW para U a través del tiempo (día, mes, año) del pozo
Frontera-6D. 112
Figura 47. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de agua para el pozo
Frontera-1 116
Figura 48. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de agua para el pozo
Frontera-2. 117
Figura 49. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de agua para el pozo
Frontera-3. 118
Figura 50. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de agua para el pozo
Frontera-4B 119
Figura 51. Ajuste histórico de la producción de petróleo diaria y corte de agua para el pozo
xv Figura 52. Histórico y predicción de la producción de
petróleo con el corte de agua para la realización de un trabajo de
reacondicionamiento en el pozo Frontera-1 122 Figura 53. Histórico y predicción de la producción de
petróleo con el corte de agua del campo para
la realización de un reacondicionamiento. 124 Figura 54. Histórico de producción y corte de agua del
pozo Frontera-1 a partir del 2009. 125
Figura 55. Mapa de ubicación de los pozos del campo Frontera incluido el pozo Frontera-6 en una
capa de U 126
Figura 56. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo con el corte de agua para el caso de la realización de perforación
para el pozo Frontera-6 127
Figura 57. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo y corte de agua del campo para el caso de perforación de un
pozo. 129
Figura 58. Histórico de producción y corte de agua del
pozo Frontera -6D a partir del 2012. 130 Figura 59. Histórico y predicción simulada de la
producción de petróleo y corte de agua del campo para un reacondicionamiento y
perforación. 132
Figura 60. Mapa de ubicación del pozo inyector
Frontera-7. 133
Figura 61. Área de influencia de la inyección de agua
del pozo Frontera-7 135
Figura 62. Histórico y predicción simulada de la producción de petróleo y corte de agua del
xvi Figura 63. Producción total acumulada hasta el año
2019, para las diferentes predicciones
simuladas. 137
Figura 64. Desplazamiento del petróleo por el ingreso
de agua 139
Figura 65. Continuidad de las arenas productoras de los
pozos del campo Frontera. 139
Figura 66. Mapa de isoporosidades en la capa K=7, correspondiente al yacimiento U del campo
Frontera. 140
Figura 67. Mapa de permeabilidad en la capa K=1, correspondiente al yacimiento U del campo
xvii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO I. Vista del archivo base para la simulación con ECLIPSE de
extensión .DATA 149
ANEXO II. Información petrofísica y pruebas iniciales de producción
de los pozos Frontera-1, Frontera-2, y Quillacinga-1. 150 ANEXO III.
Topes y bases de los horizontes de la Formación Napo y
contacto agua petróleo en los pozos del campo Frontera. 153 ANEXO IV.
Vista de uno de los documentos con extensión .txt,
generado por el simulador, donde se observa el POES. 154 ANEXO V.
Completación del pozo re-inyector de agua Frontera-3 155 ANEXO VI.
Análisis de la prueba de restauración de presión del pozo
Frontera-4B. 156
ANEXO VII. Ajuste histórico de la producción diaria de petróleo y corte
de agua para el campo Frontera. 161
ANEXO VIII. Ajuste histórico de la producción diaria de agua para el
xviii ANEXO IX.
Ajuste histórico de la producción diaria de fluido para el
campo Frontera. 163
ANEXO X.
xix
RESUMEN
xx análisis de los diferentes escenarios de desarrollo comparándolos con la situación actual del campo, dando como resultado que la propuesta aplicable es la inyección de agua a través de un nuevo pozo denominado Frontera-7, para recuperación secundaria de petróleo mediante el desplazamiento de reservas remanentes entre este pozo y los productores.
DESCRIPTORES: Petróleo/ Ecuador/ Colombia/ Amazonia/ Cuenca Oriente / Campo Frontera/ Yacimientos/Reservorios/Simulación/ Simulador /Modelo Estático/Modelo Dinámico/Información Estática/Información
xxi
ABSTRACT
xxii water through a new well denominated Frontera-7, for secondary oil recovery through the displacement of remaining reserves between this well and the producers.
xxiii
INTRODUCCIÓN
La creciente demanda de petróleo así como sus precios a nivel mundial constituyen las causas principales para que se pretenda incrementar la producción y recuperación de hidrocarburos en los campos ya descubiertos, lo cual implica una mejor comprensión y conocimiento de los reservorios productores que se logra a través del modelamiento de yacimientos. En la actualidad, gracias a los avances tecnológicos en la informática se puede simular y deducir el comportamiento futuro de los reservorios, encontrando las mejores propuestas de desarrollo para la toma de decisiones.
Los softwares de simulación actuales integran toda la información estática en cuanto a geofísica, sísmica, petrofísica, dentro de lo cual se tiene como anota Sivila en su libro Petrofísica de Reservorios (2007) porosidad, permeabilidad, saturación; e información dinámica de producción y presiones.
Lo antes mencionado constituye la plataforma de la presente investigación, que toma como referencia al campo Frontera ubicado en el Bloque 57 al noreste de los campos Tapi-Tetete y al norte del campo Libertador en el área Libertador del Distrito Amazónico; y fue descubierto por la Corporación Estatal Petrolera Ecuatoriana (CEPE) en 1987 con la perforación del pozo Frontera-1 que tuvo producción de los yacimientos U y T (Universidad Central del Ecuador - PETROECUADOR, 1999, pags: 20, 21),
xxiv el estado actual del campo con las diferentes alternativas de desarrollo simuladas y se escoje una aplicable para el estado actual.
La hipótesis que guía a este trabajo consiste en que la evaluación y posible desarrollo de un campo a futuro se obtiene mediante el estudio y análisis de un modelo de simulación dinámico e información actualizada; lo cual es verificable a través de la realización de una propuesta de desarrollo del campo.
El objetivo general que se pretende alcanzar con esta investigación es realizar un estudio del campo Frontera de la Cuenca Oriente Ecuatoriana y una propuesta para su desarrollo con base a la utilización de un modelo de simulación dinámico; con los siguientes objetivos específicos: investigar el proceso de desarrollo del campo con datos obtenidos desde el modelo de simulación dinámico y un informe de simulación; constatar el estado actual en que se encuentra el campo desde los datos investigados a la fecha; analizar la data o información dinámica de presión y producción, obtenidas del modelo de simulación dinámico preestablecido; describir el campo Frontera de la Cuenca Oriente Ecuatoriana, con base a la data estática investigada en un informe de simulación y un modelo de simulación dinámico posterior; considerar los datos estáticos y principalmente dinámicos posteriores al modelo de simulación dinámico desactualizado; y, proponer una alternativa de desarrollo del campo Frontera de la Cuenca Oriente Ecuatoriana utilizando el modelo de simulación dinámico e información complementaria posterior para el área de estudio.
xxv yacimientos, enmallado moderno, resultados, y costos; además de una descripción del simulador Eclipse utilizado en el desarrollo de este trabajo y del área de estudio.
A continuación, en el segundo capítulo se describe la metodología utilizada, que inicia con la recopilación de la información, análisis de estudios anteriores donde se incluye el informe final de una simulación de 1999, un modelo de simulación dinámico corrido en el programa Eclipse en 2009 y el análisis de la información complementaria actualizada al año 2013 del estado en que se encuentra el campo. Al final de este capítulo se incluyó un diagrama de flujo, el cual resume todos los pasos seguidos.
Después de la metodología, se encuentra el capítulo tercero que trata sobre el área de estudio y los resultados de la simulación; observándose que la propuesta aplicable en las condiciones actuales del campo es la de inyectar agua para recuperación secundaria.
1
CAPÍTULO I
1. MARCO TEÓRICO
1.1 MARCO HISTÓRICO REFERENCIAL
1.1.1 HISTORIA DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
La simulación o modelamiento de yacimientos nace con la búsqueda de una mejor comprensión y conocimiento de lo que ocurre en los diferentes reservorios, para obtener un mejor desarrollo con diferentes tipos de simuladores que se han desarrollado desde la década de 1930 cuando se tenían modelos físicos, donde la interacción de la arena, petróleo y agua podía verse en depósitos de paredes transparentes, siendo estos empleados únicamente cuando el comportamiento del yacimiento durante la inyección de agua sorprendía a los operadores. A más de estos, también se tenían simuladores eléctricos fundamentados en la similitud entre el flujo de la corriente eléctrica y el flujo de fluidos. (Schlumberger, 2011, pág. 5)
2 la realización de un balance volumétrico o de conservación de la materia, en donde se toma en cuenta los volúmenes y cantidades de fluidos presentes, producidos, inyectados y remanentes, en cualquier época de la producción del reservorio; indicando que el volumen de fluido presente en el yacimiento es igual al fluido remanente más el fluido inyectado y menos el fluido producido, dicho de una forma más sencilla, el volumen inicial es igual al volumen restante más el volumen producido. (Schlumberger, 2011, pág. 5)
La ecuación de balance de materiales, fue reestructurada por Havlena y Odeh para obtener una relación que pudiese ser expresada como una línea recta, requiriéndose de esta manera graficar un grupo de variables contra otro, en donde se incluyen términos que pueden ser separados como el volumen de petróleo y gas producido, el influjo neto de agua retenido en el yacimiento, el fluido inyectado para mantenimiento de presión y la expansión de la capa de gas; es utilizada principalmente en seis casos entre los cuales se encuentra la determinación del petróleo in situ en yacimientos volumétricos subsaturados, petróleo in situ en yacimientos saturados, petróleo in situ y tamaño de la capa de gas en yacimientos con empuje por capa de gas, petróleo in situ e influjo de agua en yacimientos con empuje hidráulico, petróleo in situ, tamaño de la capa de gas e influjo de agua en reservorios con empuje combinado, y determinación del promedio de la presión del reservorio. (Craft & Hawkins, 1968, pág. 19)
3 Muskat también utilizó la ecuación de balance de materiales de una forma diferencial en sus trabajos de 1945 para reservorios con depletación y Tarner (1944) sugirió una técnica iterativa para predecir la producción de petróleo y/o gas como una función de la presión de yacimiento basada en una solución simultánea de la MBE y la ecuación de la relación gas petróleo (GOR). En 1949, el mismo Muskat indica que se encontraba realizando una simulación por computadora con el objeto de obtener el espaciamiento óptimo entre pozos en un campo petrolero. (Schlumberger, 2011, pág. 6). En este mismo año, Van Everdingen y Hurst dan una primera solución a la ecuación de difusividad en coordenadas radiales para flujo de una sola fase, siendo este estudio, la base para el modelamiento de acuíferos y sistemas yacimiento-pozo. (Torres Orozco, 2001, pág. 1)
En 1950, la industria petrolera comienza a considera un análisis más complejo del yacimiento, a través de una geometría de dos dimensiones, progresando hasta llegar a las tres dimensiones como se observa en la figura 1, con un modelo de fluido de petróleo negro. (Torres Orozco, 2001, pág. 2)
4 Figura 1. Evolución de la simulación de yacimientos
(Schlumberger, 2011, pág. 6)
1.2 MARCO CONCEPTUAL
1.2.1 YACIMIENTO DE PETRÓLEO
5 Los yacimientos de petróleo son clasificados de acuerdo a diferentes criterios, según el tipo de roca en areniscas y calcitas, siendo los primeros formados en su mayoría por cuarzo cementado en rocas consolidadas o no con un tamaño y forma que puede ser uniforme o variar grandemente afectando al recobro del petróleo. Los yacimientos de calcita en cambio son calizas o dolomitas, formadas desde rocas impermeables que por disolución u otras causas forman cavidades, canales y fracturas. (Mannucci V., pág. 15)
Geológicamente hablando, los yacimientos pueden ser estratigráficos formados por lentes de arena, cambios de permeabilidad, cambios de facies calizas o dolomitas porosas; estructurales originados por fracturas en calizas, discordancias, fallamientos en areniscas, anticlinales y domos salinos; y estructurales desde fracturas en calizas, discordancias, anticlinales y domos salinos. (Escobar Macualo, 2005, pág. 14)
Otra clasificación de los yacimientos es de acuerdo al estado de los fluidos, teniéndose petróleo volátil, gas condensado (retrógrado), gas húmedo, gas seco, asfalténicos y petróleo negro que es el que generalmente utilizan los simuladores, consiste de una amplia variedad de especies químicas con moléculas grandes, pesadas y no volátiles. (Escobar Macualo, 2005, pág. 23)
6 Para la caracterización y predicción del comportamiento de un yacimiento es necesario tener un conocimiento sobre datos de presión (P), Relación Gas-Petróleo (GOR), índice de productividad (IP), tasa de producción (Q), producción de fluidos acumulada (Np, Gp, Wp), recobro y reservas; lo cual puede ser logrado con la aplicación de la ingeniería de yacimientos y por ende de la simulación de yacimientos. (Mannucci V., pág. 14)
1.2.2 INGENIERÍA DE YACIMIENTOS
La Ingeniería de yacimientos es una ciencia que permite el diagnóstico y predicción a futuro del comportamiento de un reservorio conociendo su vida productiva con datos físicos, de producción, muestras, métodos estadísticos, ecuaciones matemáticas, además de suposiciones realizadas por el ingeniero; para la definición de áreas, espesores, inclinación, límites y geología, evaluación de las propiedades físicas de rocas y fluidos con el objetivo de estimar reservas o el volumen de petróleo recuperable a través de una correcta producción y minimizando los costos de operación. (Mannucci V., págs. 1,3,6)
7 Por lo antes mencionado, la simulación de yacimientos se ha convertido en una herramienta clave a la hora de resolver problemas de la Ingeniería de yacimientos, ya que esta sirve principalmente para la estimación y predicción del comportamiento futuro del reservorio, con lo cual se tomarán decisiones más precisas para su desarrollo. (Abou-Kassem, Ali, & Islam, 2006, p. 1)
1.2.3 SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS
La simulación de yacimientos es la ciencia que integra la física, matemática, geología, y programación de computadoras, a fin de obtener un modelo de yacimiento y la predicción a futuro de su comportamiento en torno a presión y producción de los fluidos presentes, de acuerdo a los distintos esquemas de explotación propuestos, logrando un desarrollo óptimo de las reservas. (Abou-Kassem, Ali, & Islam, 2006, p. 1)
La simulación implica la construcción y aplicación de un modelo de yacimiento, para lo cual se pueden utilizar varios métodos.
1.2.4 MÉTODOS TRADICIONALES PARA LA SIMULACIÓN
8 1.2.4.1 Métodos análogos
Estos métodos son utilizados antes de la perforación de los pozos, cuando la disponibilidad de los datos del reservorio es limitada o no existe. Aquí, los reservorios de la misma cuenca geológica o provincia y/o con similares propiedades petrofísicas son utilizados para predecir el comportamiento del yacimiento en estudio con el objetivo de estimar factores de recobro, caudales de producción inicial, declinación, espaciamiento entre pozos y mecanismos de recuperación. (Ertekin, Abou-Kassem, & King, 2001, p. 1)
Los resultados obtenidos, pueden ser fiables cuando se comparan dos yacimientos similares y con las mismas estrategias de desarrollo; caso contrario, no es aplicable. Son utilizados principalmente en pruebas de campo para obtener patrones representativos. (Ertekin, Abou-Kassem, & King, 2001, p. 1)
1.2.4.2 Métodos experimentales
En estos métodos, los parámetros físicos del yacimiento como caudales, presiones y/o saturaciones, son obtenidos en laboratorio con el uso de representaciones o modelos a escala que luego serán utilizados para todo el yacimiento.
9 - Modelos análogos
Estos métodos no son muy utilizados en la actualidad, sin embargo, existen dos puntos de importancia a considerar para la simulación de yacimientos:
Históricamente, fueron importantes al inicio del estudio de los campos petroleros; para la incorporación de eficiencias de barrido en procesos de inyección de agua. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 31)
Para simular el comportamiento de un yacimiento, usan la semejanza entre el flujo de fluidos en el medio poroso con otros fenómenos como el flujo de calor, electricidad. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 31)
- Modelos físicos
10 La desventaja de estos modelos físicos es que los experimentos se corren a escala y muchas veces no son representativos del yacimiento. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)
1.2.4.3 Métodos matemáticos
Hoy en día, estos son los modelos más utilizados, incluyendo el balance de materiales, curvas de declinación, métodos estadísticos (correlaciones) y analíticos como son las pruebas de presión, y/o la ecuación de Buckley-Leverett, etc. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 32)
1.2.5 APLICACIONES DE LA SIMULACIÓN
Las principales aplicaciones de la simulación en la Ingeniería de Yacimientos son las siguientes:
Construir un modelo del yacimiento a través de varios pasos para examinar el comportamiento del yacimiento en torno a presión y producción.
Predecir el comportamiento futuro del reservorio.
Planificación de escenarios de desarrollo
Esquemas de producción y estimación de reservas incluyendo perfiles de producción. (Vaca, Ramones, Urrucheaga, & Ríos, 2001, pág. 10)
11
Determinar el comportamiento de un campo de petróleo bajo diversos mecanismos de desplazamiento, como puede ser: inyección de agua, inyección de gas, depletación natural o el uso de algún método de recuperación mejorada.
Determinar la conveniencia de inyectar agua en un yacimiento por los flancos en lugar de utilizar un patrón determinado de pozos inyectores o viceversa.
Optimizar las facilidades de superficie.
Determinar los efectos de la localización de los pozos y su espaciamiento, para el desarrollo de un campo, pudiéndose determinar donde perforar nuevos pozos.
Definir valores de parámetros en el yacimiento, para llevar a cabo estudios económicos.
Obtener la sensibilidad de los resultados o variaciones en las propiedades petrofísicas del yacimiento o las propiedades PVT de sus fluidos cuando no son bien conocidas.
Realizar estudios individuales de pozos.
12 1.2.6 ETAPAS PARA EL DESARROLLO DE UN MODELO DE
SIMULACIÓN DINÁMICO
El desarrollo de un modelo de simulación dinámico que sea útil para la predicción del comportamiento a futuro de un campo, se lo realiza en diferentes etapas, como se observa en la figura 2. La primera etapa en este proceso es la adquisición y análisis de datos geológicos, geofísicos, petrofísicos, de núcleos, y PVT logrando de esta manera una caracterización y descripción cualitativa del reservorio a fin de obtener un modelo estático del campo, luego de lo cual se pasa a la construcción del modelo dinámico, para lograr una predicción del comportamiento con múltiples escenarios de producción y por último el análisis y documentación de los resultados. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 15)
Figura 2. Etapas para el desarrollo de un modelo de simulación dinámico.
(La Comunidad Petrolera, 2008), (Pozo, M, 2013) Adquisición y análisis de datos (Geológicos,
geofísicos, Petrofísicos, núcleos, PVT, presión, producción/inyección)
Construcción del modelo geológico (modelo estático)
Ingeniería básica de yacimientos y producción
Construcción del modelo dinámico (ajuste del comportamiento)
13 1.2.6.1 Adquisición y análisis de datos
Para la realización de un modelo de simulación, los ingenieros de yacimientos realizan una descripción o caracterización detallada del yacimiento desde el manejo y estudio de los datos del reservorio. (Vaca, Ramones, Urrucheaga, & Ríos, 2001, pág. 18)
En un primer punto se realiza la adquisición y análisis de todos los datos disponibles del yacimiento en estudio, desde información de geofísica, petrofísica, geología e ingeniería, y es recogida a partir de estudios sísmicos con la interpretación de datos sísmicos, registro de pozos, análisis PVT, análisis de núcleos (cores), entre otros. (Vaca, Ramones, Urrucheaga, & Ríos, 2001, pág. 19)
- Estudios sísmicos
Permiten hacer diagramas en dos o tres dimensiones del subsuelo con el propósito de ubicar estructuras productoras de hidrocarburos. Una vez alcanzada una estructura productora la técnica de sísmica 3-D permite configurar la estructura geológica del subsuelo con la ayuda de otras técnicas. (Lopera Castro, 2009, pág. 21)
- Estudios geológicos
14 - Análisis de núcleos (cores)
Permite medir las propiedades básicas de muestras de formación como saturación de fluidos, porosidad, permeabilidad, así como curvas de permeabilidad relativa y presión capilar. Esta determinación es a escala microscópica. (Lopera Castro, 2009, pág. 23)
- Registros eléctricos
Permiten determinar las propiedades de la formación a partir de mediciones de resistividad, potencial espontáneo, radioactividad natural, densidad atómica y velocidad de ondas de sonido en rocas. (Halliburton Energy Services, 2001, pág. 36)
- Análisis PVT
15 1.2.6.2 Modelo de simulación estático
El modelo de simulación que es denominado estático, se refiere a un modelo geológico de yacimiento de acuerdo a las estructuras y propiedades físicas entre las cuales se encuentran principalmente porosidad, permeabilidad, saturación. Este modelo estático-geológico es la base sobre la cual trabajan los ingenieros para obtener un modelo de simulación dinámico que represente al yacimiento petrolero en estudio. (Villegas Velásquez, 2007, pág. 20)
- Porosidad (Ø)
Las rocas sedimentarias están compuestas de la matriz o esqueleto (granos) y de los poros como se observa en la figura 3; siendo la porosidad, la fracción del volumen total de roca no ocupada o libre de material o poros. (Mannucci V., pág. 1)
16 La ecuación de la porosidad es:
[1.1]
Donde:
Ø: porosidad en fracción
VP: volumen poroso en pies cúbicos VT: volumen total en pies cúbicos
VS: volumen sólido en pies cúbicos
Al tener datos del área y espesor del yacimiento, se puede calcular el volumen poroso del yacimiento a través de la siguiente fórmula:
[1.2]
Donde:
VP: volumen poroso en barriles de yacimiento
7758: constante en barriles sobre acre pies A: área en acres
H: altura en pies
Ø: porosidad en fracción
17
[1.3]
Donde:
Ør: porosidad residual en fracción Øa: porosidad absoluta en fracción Øe: Porosidad efectiva en fracción
Según el origen se tiene la porosidad primaria originada durante la depositación de los estratos, sus poros son espacios entre granos individuales de sedimento, se encuentra en areniscas (detríticas o clásticas) y calizas oolíticas (no detríticas); y la porosidad secundaria constituida luego de la depositación, a causa de un proceso geológico, por disolución de material sólido soluble constitutivo de las rocas (porosidad en solución), por fractura y por dolomitización debido a un proceso mediante el cual las calizas se convierten en dolomitas con mayor porosidad. La porosidad también puede ser total en yacimientos denominados de doble porosidad y es calculada con la suma de las porosidades primaria y secundaria. (Mannucci V., pág. 3)
La porosidad puede ser determinada por métodos directos en laboratorio utilizado núcleos de corona de los pozos, tratados y preparados; y métodos indirectos de campo como los registros eléctricos como el neutrón, sónico y de densidad. (Mannucci V., pág. 11)
- Permeabilidad (K)
18 La permeabilidad puede ser clasificada en permeabilidad absoluta (K), en la cual se tiene un medio poroso saturado 100% por una solo fase; permeabilidad efectiva (Kei, i = o,w,g) que corresponde a cada fase cuando
fluyen dos o más fluidos en el medio poroso; su valor siempre es menor que 100% y permeabilidad relativa (Kri, i = o,w,g) que es la relación entre la
permeabilidad efectiva y la absoluta, depende de la saturación del fluido y es menor a 1. (Mannucci V., págs. 36,37)
[1.4]
Donde:
Kri: permeabilidad relativa en fracción Kei: permeabilidad efectiva en darcys K: permeabilidad absoluta en darcys
La permeabilidad puede ser determinada por métodos directos con la utilización de los núcleos o cores tomados de los pozos y por métodos indirectos con el uso de correlaciones, en función de la porosidad según el tipo de roca (correlaciones de Archie), presión capilar, pruebas de flujo, pruebas de restauración de presión y a veces por correlaciones empíricas según perfiles eléctricos de resistividad y porosidad. (Mannucci V., págs. 14, 15)
El concepto de permeabilidad fue dado por Darcy, quien observó el flujo de agua a través de filtros y fundamento una ley, según la cual, “la velocidad de un fluido homogéneo en un medio poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente proporcional a la viscosidad del fluido”, lo cual puede ser observado en la figura 4; (Mannucci V., págs. 14, 15) con la siguiente ecuación:
19 Donde:
Q: tasa de flujo (cm3/s) K: permeabilidad
A: área transversal (cm2) h: espesor
L: longitud del empaque (cm)
Siendo esta ley válida para un sistema de fluido monofásico y homogéneo, sin reacción roca – fluido y flujo laminar, y no es válida para números de Reynolds > 1. (Mannucci V., pág. 20)
Figura 4. Ley de Darcy aplicada al cálculo de permeabilidad (Mannucci V., pág. 20)
La Ley de Darcy es aplicada en el flujo hacia los pozos productores, a través del denominado Flujo radial en donde se supone un pozo con un radio rw en
una formación cilíndrica horizontal con radio exterior re y espesor h con
20 Figura 5. Flujo radial
(Mannucci V., pág. 20)
Para el flujo radial se utiliza la siguiente ecuación:
[1.6]
Donde:
Q: tasa de flujo K: permeabilidad H: espesor
Pe: presión en el radio exterior de drenaje Pw: presión en el radio del pozo
µ: viscosidad
re: radio exterior de drenaje
21 Cabe mencionar que las permeabilidades efectivas así como las permeabilidades relativas, en un sistema saturado por más de un fluido dependen de la humectabilidad y la saturación. Razón por la cual, las curvas de permeabilidades relativas que se observan en la figura 6 son función de la saturación de uno de los fluidos, que generalmente es la fase humectante del medio poroso determinada con la medida de parámetros básicos y la aplicación de la ecuación de Darcy en pruebas de laboratorio a través de procesos de flujo continuo, desplazamiento de un fluido por otro y pruebas de presión capilar; a partir de datos de campo o desde ecuaciones (correlaciones) teórica empíricas. (Mannucci V., pág. 121).
22 - Saturación (S)
Saturación es la “Fracción del volumen poroso del yacimiento ocupado por un determinado fluido, que puede ser petróleo, gas o agua” (Mannucci V., págs. 53,54), obteniéndose las siguientes ecuaciones para cada uno de los tres fluidos:
[1.7]
Donde:
So: saturación de petróleo Vo: volumen de petróleo Vp: volumen poroso
[1.8]
Donde:
Swi: saturación de agua connata Vwi: volumen de agua connata Vp: volumen poroso
[1.9]
Donde:
23 [1.10] Donde:
Sg: saturación de gas So: saturación de petróleo Swi: saturación de agua connata
La saturación puede ser determinada por métodos directos en laboratorio como el “Método de la Retorta” y el de “Extracción por Solventes” y métodos indirectos con la utilización de registros eléctricos especiales. (Mannucci V., pág. 55).
- Humectabilidad o mojabilidad
La humectabilidad es la tendencia de un fluido a adherirse a una superficie sólida, en presencia de otro fluido inmiscible, tratando de ocupar la mayor área de contacto con el sólido. Siendo el fluido mojante o humectante, aquel que presenta mayor tensión de adhesión con la roca del yacimiento. (Mannucci V., pág. 91).
24 Figura 7. Fenómenos de humectabilidad
(Mannucci V., pág. 92)
1.2.6.3 Modelo de Simulación dinámico
El modelo de simulación dinámico integra, como su nombre lo indica toda la información dinámica como los datos reales de campo de producción e inyección en caso de existir (históricos/caudales) y de presiones obtenidas especialmente desde la interpretación de las pruebas de restauración de presión (Build Up). (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 20)
- Información de producción e inyección
Cuando se trata de hacer un ajuste del modelo con la historia del yacimiento, se requieren conocer los caudales de producción de petróleo y agua para cada pozo, siendo estos datos visualizados desde gráficas de:
Caudal de petróleo vs. Tiempo
25 En la práctica generalmente se cuenta con un registro completo del caudal de producción de petróleo de cada pozo, pero no pasa lo mismo con los caudales de producción de agua, cuya información la mayoría de las veces es limitada. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 20)
- Índice de productividad (IP)
Además de contar con información de producción e inyección, es preciso tener los índices de productividad y si es el caso, los índices de inyectividad de los pozos que integran el yacimiento.
El índice de productividad es la razón del caudal de producción dividido para la presión diferencial o caída de presión. Es un parámetro que da el potencial del pozo. (Craft & Hawkins, 1968, pág. 365)
[1.11]
Donde:
IP: índice de productividad en BFPD/psi q: caudal en BFPD
26 - Pruebas de presión
Las pruebas de restauración de presión B’UP, permiten determinar parámetros fundamentales del yacimiento como es el daño alrededor del pozo, tipo de reservorio y límites. Además, de la obtención de propiedades del yacimiento como permeabilidad, presión de reservorio, índice de productividad. (Lopera Castro, 2009, pág. 21)
1.2.7 SIMULADORES DE YACIMIENTOS
Los simuladores “son objetos de aprendizaje que mediante un software intentan modelar parte de una réplica de los fenómenos de la realidad” (Ambientes Virtuales en Educación Superior, pág. 3), que para este caso sería lo que sucede en un yacimiento de petróleo.
En la actualidad, existe una gran cantidad de simuladores de yacimientos, los cuales pueden clasificarse en función de las características que representan, el yacimiento en estudio o un proceso físico que se quiere reproducir. Se tienen seis parámetros de selección de acuerdo a Ertekin et Al (2001) que son
Tipo de yacimiento.
Nivel de simulación.
Tipo de hidrocarburo contenido
27
Número de fases
Número de dimensiones
1.2.7.1 Tipo de yacimiento
Según Sepúlveda (2005) dependiendo de las características físicas debidas a la mecánica de las rocas de los yacimientos, estos se pueden dividir en dos grandes grupos yacimientos fracturados y no fracturados.
1.2.7.2 Nivel de simulación
Los estudios de simulación pueden realizarse para:
Pozos individuales
Sector del yacimiento
Todo el yacimiento
28 1.2.7.3 Tipo de fluido contenido
Según el tipo de fluido que contiene el yacimiento, los simuladores pueden ser de gas, geotérmicos y de petróleo negro. (Ertekin, Abou-Kassem, & King, 2001, p. 6)
- Simuladores de gas
Estos simuladores son utilizados para realizar predicciones del comportamiento de un yacimiento de gas; siendo los más sencillos aquellos que consideran la presencia de una sola fase (gas). (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 33)
Los principales parámetros a obtener con estos simuladores son volúmenes de gas inicial, caudal de producción y distribución de presiones. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 33)
- Simuladores geotérmicos
29
- Simuladores de petróleo negro
Estos son los más simples y mayormente utilizados, cuando se tienen establecidos proyectos de recuperación secundaria por medio de inyección de gas o de agua y de agotamiento primario. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 33)
Los modelos aplicados con estos simuladores, se basan en la suposición de que los fluidos del yacimiento pueden representarse con petróleo, gas y agua. Esta suposición funciona siempre y cuando el sistema durante el proceso de recuperación quede lejos del punto crítico y de la región de condensación retrograda y además, si los fluidos que se inyectan (si es el caso), consisten de los mismos componentes que los fluidos que se encuentren en el yacimiento. Los modelos de petróleo negro frecuentemente se utilizan para estimar los efectos durante la recuperación de hidrocarburos (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, págs. 33,34) como:
Espaciamiento y arreglo de pozos
Intervalos disparados
Conificación del gas y/o agua como función del caudal de producción
Caudales de producción
Mecanismo de entrada de agua mediante inyección
Ver la conveniencia de inyectar por los flancos del yacimiento o inyectar con un arreglo de pozos determinado.
30 1.2.7.4 Procesos de recuperación mejorada
Para los procesos de recuperación mejorada; se tienen simuladores de recuperación química, recuperación con miscibles y recuperación térmica.
- Simuladores de recuperación química
Estos simuladores son capaces de reproducir el comportamiento de los yacimientos cuando se someten a recuperación por inyección de químicos. Dentro de los procesos de recuperación química que se pueden simular (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 34), se tienen:
Desplazamiento de petróleo con soluciones miscelares
Desplazamiento de petróleo con polímeros
Desplazamiento de petróleo con surfactantes
Desplazamiento de petróleo por combinación de los tres anteriores.
31
- Simuladores de recuperación con miscibles
La miscibilidad es el fenómeno físico que consiste en la mezcla de dos fluidos, sin que se forme entre ellos una interface. Existen diferentes fluidos que se inyectan al yacimiento bajo esta condición y al estudio del efecto que produce cada uno de ellos en la recuperación del petróleo se hace con la ayuda de los simuladores de recuperación con miscibles. Entre los fluidos que se utilizan en este tipo de procesos, se tienen:
Gas enriquecido
Bióxido de carbono, CO2
Nitrógeno, N2
- Simuladores de recuperación térmica
Este tipo de modelos se utilizan para simular el comportamiento de los yacimientos sujetos a algún proceso de recuperación mejorada, por medio de métodos térmicos cuyo objetivo principal es el de proporcionar energía calorífica al petróleo con el fin de disminuir su viscosidad y facilitar su flujo hacia los pozos productores. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, págs. 34, 35) Este tipo de métodos pueden clasificarse en:
Inyección de fluidos calientes, que pueden ser agua caliente o vapor
32 1.2.7.5 Número de fases
Los simuladores de acuerdo al tipo número de fases en el fluido en movimiento dentro del yacimiento pueden ser monofásicos, bifásicos y trifásicos. Además de “flujo composicional”, el cual nació de la necesidad de simular procesos donde los fluidos están cercanos al punto crítico y se presentan continuas precipitaciones de líquidos o revaporizaciones en el reservorio. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 35)
- Simuladores monofásicos
El flujo monofásico está dado por el flujo de un solo fluido en particular, como agua en los acuíferos, petróleo en yacimientos subsaturados y gas en yacimientos de gas volumétrico. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 35)
- Simuladores bifásicos
Este tipo simuladores considera la existencia de flujo bifásico en el yacimiento, es decir, cuando dos fluidos diferentes fluyen al mismo tiempo. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, págs. 35, 36) Las combinaciones que se pueden tener son:
33
Agua y petróleo: En un yacimiento sub saturado con entrada de agua, cuya presión se mantiene arriba de la presión de burbujeo.
Agua y gas: En yacimientos de gas con entrada de agua o cuya saturación de agua connata es mayor que la saturación crítica.
- Simuladores trifásicos
El flujo trifásico se presenta cuando los tres fluidos que contiene un yacimiento fluyen a la vez. También se tiene en cuenta yacimientos que producen con un empuje combinado, con entrada de agua, empuje de gas disuelto y/o empuje por capa de gas secundaria u original, tiene influencia en la producción. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)
- Simuladores composicionales
34 Estos simuladores suponen que los fluidos contenidos en el yacimiento son una mezcla formada por n-componentes, las propiedades de las fases gas-petróleo y su equilibrio se calcula por medio de las ecuaciones de estado y de correlaciones que están en función de la presión, y composición. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)
1.2.7.6 Número de dimensiones
En cuanto al número de dimensiones los simuladores pueden ser de cero, una, dos y tres dimensiones, cuya selección se da luego de haber determinado el nivel de simulación, el proceso de recuperación a simular, el número de fases del fluido y las características físicas del yacimiento. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 36)
- Simuladores de cero dimensiones
Estos simuladores utilizan modelos de yacimiento conocidos como modelos tanque o de balance de materiales. Son de cero dimensiones debido a que las propiedades petrofísicas, las propiedades de los fluidos y los valores de presión no varían de punto a punto a lo largo de todo del yacimiento y se les llama de balance de materiales debido a que los cálculos realizados se basan en un balance entre los fluidos que entran y los que salen del yacimiento, a través de la siguiente ecuación: (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 37)
35 Estos modelos de cero dimensiones son la base de todos los modelos existentes y tiene la particularidad de que en estos no pueden definirse pozos; su uso generalmente es para estimar el volumen original de petróleo en el yacimiento, la entrada de agua y la presión del yacimiento; sabiendo que para el cálculo de cualquiera de los tres parámetros se requiere conocer los otros dos: (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 37)
- Simuladores de una dimensión
Son aplicados cuando se poseen yacimientos que varían en litología y que de acuerdo a esta variación el reservorio puede dividirse en dos. En este caso, el yacimiento como un todo no puede ser representado mediante propiedades promedio, sin embargo, cada parte si puede, teniéndose dos bloques o celdas. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 38)
Para estos simuladores, la ecuación de balance describe al comportamiento del fluido en cada celda igual que en el modelo de cero dimensiones. Sin embargo, al existir migración fluidos de una celda a otra, no se sabe exactamente la cantidad de fluido del volumen total del yacimiento que corresponde a cada bloque. La transferencia de fluido entre las celdas (transmisibilidad) se evalúa con la ecuación de Darcy. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 38)
36
- Simuladores de dos dimensiones
El mismo análisis que se utilizó para explicar los modelos de una dimensión, puede extenderse para los modelos en dos y tres dimensiones, esto es, la ecuación de balance de materiales, describe el comportamiento en cada celda y la ecuación de Darcy, el flujo entre los bloques, con la única diferencia en que la interacción de flujo en las celdas será en dos o tres dimensiones. El modelo de dos dimensiones consiste en una celda en dos dimensiones y otra en la tercera dimensión. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 39)
- Simuladores de tres dimensiones
Estos simuladores, dentro de la clasificación por el número de dimensiones, es el más complejo, ya que cuenta con la mayoría de las fuerzas que se presentan en el yacimiento, además de los efectos del barrido areal, y vertical. Su uso es para todos aquellos yacimientos que presentan una geología muy compleja, que puede dar como resultado el movimiento de fluidos a través del medio poroso en varias direcciones. (Sepúlveda Gaona & Escobar Macualo, 2005, pág. 41)
37 1.2.8 ENMALLADO MODERNO
La exactitud y eficiencia de un simulador de yacimientos en sistemas complejos depende en gran parte de la selección adecuada de la malla. Las mallas cartesianas son las más fáciles de utilizar aunque presentan varias desventajas entre las cuales se destacan:
Inflexibilidad para describir fallas, fracturas hidráulicas, pozos horizontales y discordancias generales que se presentan en los yacimientos.
Inflexibilidad al representar la localización del pozo.
Inexactitudes inevitables debido a los efectos de orientación de la malla.
Para mejorar las deficiencias de las mallas cartesianas se emplea principalmente el refinamiento de las mallas.
1.2.9 RESULTADOS DE LA SIMULACIÓN
38 1.2.10 COSTOS DE LA SIMULACIÓN
“Es muy pequeño comparado al número de barriles recuperados. Sin embargo el proceso de organizar los datos y construir el modelo pudiera ser todavía más valioso que sus resultados, ya que nos permite entender la naturaleza de los yacimientos. El costo de simulación incluyendo la mano de obra es menos de ½ céntimo de dólar por barril”. (Toyo, 2009, pág. 45)
1.3 ECLIPSE
1.3.1 DESCRIPCIÓN
ECLIPSE es una familia de simuladores desarrollada para el modelamiento de yacimientos de hidrocarburos a través de un programa computacional. Estos simuladores hoy en día son desarrollados, mantenidos y comercializados por una de las divisiones de la compañía Schlumberger. (Schlumberger, 2014)
Existen diferentes simuladores, que de acuerdo a las necesidades y la complejidad de la simulación, básicamente son cuatro:
Simulador Térmico (thermal simulator)
Simulador composicional (compositional simulator)
Simulador de línea (frontsim streamline simulator)
39 1.3.1.1 Simulador térmico ECLIPSE (ECLIPSE thermal simulator)
Es un simulador utilizado para el modelamiento de yacimientos sometidos a principalmente a recuperación mejorada a través de procesos térmicos para proporcionar calor al petróleo y facilitar su flujo, como es el caso de los procesos de drenaje gravitacional asistidos por vapor (SAGD) en crudos pesados, la inyección de vapor, la inyección de agua caliente, y la combustión in situ. Además de inyección de agua fría. (Schlumberger, 2014)
1.3.1.2 Simulador composicional ECLIPSE (ECLIPSE compositional simulator)
Es un simulador para modelar yacimientos de condensación retrógrada y petróleo volátil, en los cuales se tienen variaciones de composición debido a la profundidad y simular procesos de recuperación como es la inyección de gas para aumentar o mantener la presión, desplazamiento con miscibles. Además, maneja yacimientos de gran espesor con un gradiente de composición debido a la gravedad, y reservorios con presiones cercanas al punto de burbuja. (Schlumberger, 2014)
1.3.1.3 Simulador de optimización ECLIPSE (ECLIPSE Frontsim streamline simulator)
40 1.3.1.4 Simulador de petróleo negro ECLIPSE (ECLIPSE core
simulator)
Es el simulador más comúnmente utilizado de la familia Eclipse, y puede manejar fluido de una, dos y tres fases (petróleo, gas disuelto o petróleo vaporizado en gas y agua), en modelos de yacimiento de tres dimensiones para petróleo negro. Entre sus principales características se encuentra la variedad de opciones de geometría, modelos de los mecanismos de empuje como gas en solución y del acuífero, definición de regiones de yacimientos con diversas características de roca y fluido, acuíferos analíticos, etc. (Schlumberger, 2014).
1.3.2 SIMULACIÓN CON ECLIPSE
Para realizar la simulación, ECLIPSE necesita de un archivo de entrada con diversos comandos, en el cual se guía para incluir paulatinamente y por secciones todos los datos (ingresados o generados) correspondientes al yacimiento y su proceso de explotación, utilizando un sistema de palabras clave “keywords”. Este archivo es denominado “data file” y tiene que estar grabado bajo la extensión .DATA, como se observa en el ANEXO I. (Gonzalez, 2009, pág. 1), (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 38) y (Schlumberger, 2010, p. 77).
41 La primera sección del archivo “data file” es la de corrida denominada “RUNSPEC” que es utilizada por el programa para asignar la memoria del computador necesaria para la simulación, y consiste en una serie de palabras clave que activan las diferentes opciones para el dimensionamiento de las variables del modelo de simulación, que siguiendo un orden lógico son el título de la simulación, fecha de inicio, tipo de unidades (de campo, métricas o de laboratorio), fases activas (petróleo, gas, agua, petróleo vaporizado y/o gas disuelto ), dimensiones del acuífero, dimensiones de la malla , número de bloques, número de regiones, número de pozos, etc. (Gonzalez, 2009, pág. 1),
La siguiente sección es la del enmallado “GRID”, donde se especifica la geometría básica de la malla de simulación (cartesiana, radial, punto de esquina o bloque central), celdas activas y las propiedades de la roca como porosidad, permeabilidad absoluta, espesor neto para cada celda; con el objetivo fundamental de calcular volúmenes porosos, profundidades y transmisibilidades entre los bloques. Esta información puede ser importada desde un pre procesador (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 39).
La tercera sección es la de edición “EDIT”, que contiene instrucciones para modificar los volúmenes porosos, profundidades del centro de los bloques, transmisibilidades (por presencia de fallas), calculados por el programa a partir de los datos incluidos en la sección del enmallado. Es decir, puede sobre escribir los datos para el yacimiento o para un conjunto de bloques. (Aguirre Quinteros, 2008, pág. 40)