Modelaje de Pozos

Curtosis

2010-05-09T23:11:00.003-04:30

Una medida de una curva que describe la distribución de frecuencia estadística de la región acerca de su modo; la relativa "apuntamiento" de la distribución. Esta medida se utiliza en la descripción de las curvas de cable y en los regímenes que tratan de las relacionan bien a bien

NPDES

2010-05-09T23:08:00.001-04:30

Abreviatura de "Sistema Nacional de Eliminación de Contaminantes de descarga." El Congreso de EE.UU. aprobó esta Ley de Agua Limpia para controlar los vertidos de contaminantes. Las descargas son permitidos en el agua sólo en EE.UU. por permisos NPDES. Los fluidos de perforación, cortes de perforación, el agua de producción, perforación de drenaje plataforma cubierta y los líquidos se escape preventor específicamente incluido. Barita deben ser monitorizados para detectar metales pesados para permitir descargas de lodo. Los aceites tienen prohibida la descarga.

Extracción de fluidos

2010-05-09T23:04:00.000-04:30

Un fluido de diseño especial que se utiliza para el corte de núcleos con un cañón principal y barrena. A veces, el líquido utilizado es el lodo de perforación, pero si los núcleos son para estudios especiales, los líquidos de extracción de muestras debe diseñarse cuidadosamente para evitar dañar o alterar la muestra de roca, como un fluido perforación suave.

Puente de material

2010-05-09T23:01:00.000-04:30

Sólidos añadido a un fluido de perforación para puente sobre la garganta de poro o fracturas de rocas al descubierto lo que la construcción de una torta de filtro para evitar la pérdida de lodo o filtrado excesivo. Reducción de materiales se utilizan comúnmente en los fluidos de perforación y en tratamientos de pérdida de circulación. Para las aplicaciones de depósito, el agente puente debe ser desmontable-common productos incluyen el carbonato de calcio (soluble en ácido), suspendido de sal (soluble en agua) o resinas solubles en aceite. Para los tratamientos de pérdida de circulación, de los productos de tamaño adecuado y puede ser utilizada, incluyendo los de mica, de cáscaras de nuez y fibras. Estos productos son más comúnmente conocida como pérdida de circulación material (LCM).

Broca

2010-05-09T22:57:00.000-04:30

Una broca, por lo general poco compacta de diamante policristalino (PDC) Tipo, diseñada para que los elementos individuales de corte de la broca de crear una fuerza de desequilibrio neto. Esta fuerza empuja el desequilibrio poco contra la pared del pozo, que a su vez crea una situación estable que se resiste a girar hacia atrás dando vueltas, tambaleándose y la vibración de fondo de pozo. Antiwhirl bits permiten mayor velocidad de penetración, aún así lograr una vida más larga de poco más bits convencionales, que no son dinámicamente sesgada para funcionar sin problemas, son inherentemente inestables, son propensos a las vibraciones y así tener vidas más cortas. No es poco girar a prueba, sin embargo.

Pistola de aire comprimido

2010-05-09T22:36:00.003-04:30

Una fuente de energía sísmica utilizados en la adquisición de datos sísmicos marinos. Esta pistola emisiones al aire altamente comprimido en el agua. Pistolas de aire también se utilizan en pozos llenos de agua en la tierra como fuente de energía durante la adquisición de perfiles sísmicos verticales

Golpe de Inyección de agua

2010-05-09T22:34:00.003-04:30

El primer indicio de una mayor producción de petróleo crudo como resultado de un proyecto de inyección de agua. .

Rebase de tubería

2010-05-09T22:21:00.000-04:30

En las operaciones de pesca, una tubería de gran diámetro equipados con un dispositivo interno de ataque y de carburo de tungsteno superficies de corte en la parte inferior. La tubería de rebase se puede bajar más de un pez en el pozo y se adhieren a los peces y recuperar. Dado que el tubo de rebase es relativamente de paredes delgadas y grandes de diámetro, y pueden ser propensos a sí misma adherencia, la operación rebase lo general se reserva como medida de último recurso antes de abandonar el pescado completo

Elevación del gas.

2010-04-19T13:57:00.001-04:30

Un método artificial de elevación en la que el gas es inyectado en la tubería de producción para reducir la presión hidrostática de la columna de fluido. La reducción resultante en la presión de fondo de pozo permite que el depósito de líquidos para entrar en el pozo con un caudal superior. La inyección de gas suele ser transmitida por el anillo tubos-carcasa y entra en el circuito de producción a través de una serie de válvulas de pistón de gas. La posición de la válvula de gas-Alto, presiones de servicio y la tasa de inyección de gas se determina por las condiciones específicas.

Gelación

2010-04-19T13:54:00.001-04:30

El proceso de convertirse en un fango el desarrollo de la fuerza de gel.

Recodo residual.

2010-04-19T13:50:00.000-04:30

La forma natural de que una sección de la cadena tubería flexible seguir en caso de cola de la bobina y se les permite descansar sin ningún tipo de tensión aplicada. La curva resultados residual de la deformación plástica impartida como la cadena se pone en cola en todo el radio de la bobina y el arco guía.

Regresión

2010-04-19T13:42:00.001-04:30

La migración de la costa en una cuenca durante la progradación debido a una caída en el nivel relativo del mar. El depósito durante una regresión puede sobre poner los sedimentos de aguas poco profundas sobre los sedimentos de aguas profundas.

Sobre presión

2010-04-19T13:41:00.000-04:30

Subsuelo de presión que es anormalmente elevado, superior a la presión hidrostática a una profundidad dada. El término es de geopressure, e incorrectamente, se utilizan como sinónimos. Anormalmente alta presión de los poros puede ocurrir en áreas donde el entierro de sedimentos lleno de líquido es tan rápido que los fluidos de poro no puede escapar, por lo que la presión de los fluidos de poro aumenta a medida que aumenta la montera. Perforación en estratos sobrepresión puede ser peligroso porque los líquidos sobrepresionadas escapar rápidamente, la preparación tan cuidadosa que se haga en las zonas de sobrepresión conocido.

Sobre Balance

2010-04-19T13:35:00.000-04:30

La cantidad de presión (o fuerza por unidad de área) en el pozo que supera la presión de fluidos en la formación. Este exceso de presión es necesaria para evitar que los líquidos del yacimiento (petróleo, gas, agua) de entrar en el pozo. Sin embargo, perder el equilibrio excesiva, se puede disminuir el proceso de perforación de forma efectiva el fortalecimiento de la roca cerca del pozo y la limitación de la eliminación de recortes de perforación en la broca. Además, las altas presiones perder el equilibrio, junto con las propiedades de barro pobres pueden causar problemas de diferencial se pegue. Debido a presiones de depósito varían de una formación a otra, mientras que el barro es la densidad relativamente constante, perder el equilibrio varía de una zona a otra.

Vapor de inundación

2010-04-19T13:29:00.000-04:30

Un método de recuperación térmica en el que el vapor generado en la superficie se inyecta en el depósito a través de pozos de inyección especialmente distribuidos.Cuando el vapor entra en el depósito, se calienta el aceite crudo y reduce su viscosidad. El calor también destila luz de los componentes del petróleo crudo, que se condensan en el banco de petróleo por delante del frente de vapor, reduciendo aún más la viscosidad del aceite. El agua caliente que se condensa el vapor y el propio vapor generar una unidad artificial que barre petróleo hacia los pozos productores.Otro factor que contribuye que mejora la producción de petróleo durante la inyección de vapor está relacionada con la limpieza de cerca al pozo. En este caso, el vapor reduce la tensión interfacial lazos que las parafinas y asfaltenos a las superficies de roca, mientras que la destilación al vapor de la luz del crudo termina crea un pequeño banco solvente que miscibly puede quitar el aceite atrapado.

Zona Virgen

2010-04-19T13:25:00.001-04:30

La parte de la formación que no ha sido afectada por el efecto de la invasión del filtrado de lodo.

Conificaciòn

2010-04-15T09:17:00.002-04:30

Movimiento del agua preferentemente vertical del agua que ha entrado en la zona productora, no traspasa barreras verticales de permeabilidad a menos que estas sean rotas , bien sea por fracturas naturales o inducidas.

Fuentes extrañas de agua

2010-04-15T09:12:00.002-04:30

Son cantidades de agua provenientes de roturas del revestidor , fallas del equipo de terminaciòn o de la cementaciòn de agua.

Diposiciòn del agua

2010-04-15T08:53:00.002-04:30

El agua que acompaña el petròleo producido puede ser de caracterìsticas sencillas cuya separaciòn por asen tamiento en tanques se logra facilmente . En casos de disposociòn de agua no requieren de instalaciones especiales .Sin embargo se dan situciones en las que el volumen de agua producido es muy alto . Las caracterìsticas de agua pueden formar emulsiones que requieren de tratamiento mecanico , quìmico y tèrmico para lograr una adecuada separaciòn de los dos fluidos . De esta manera obtener el crudo de calidad ya que la sal es indeseable en el crudo por sus propiedades conocidas.

Disposiciòn del gas

2010-04-15T08:44:00.002-04:30

El gas se produce con el petròleo, luego de ser separado y tratado preliminarmente si fuese necesario , puede ser enviado a plantas especiales de tratamiento final para distribuciòn por gasoductos a las plantas petroquimicas y refinerìas . Tambien es usado por la industria petroleras en sus operaciones como combustible o para ser inyectado en yacimientos para la restauraciòn y/o mantenimiento de la presiòn con la finalidad de lograr un mayor porcentaje de extracciò de petroleo en sitio.

Los separadores de producciòn

2010-04-15T08:34:00.002-04:30

Es muy importante separar el petròleo del gas , agua y los sedimentos que lo acompañan desde el yacimiento . Para realizar la separaciòn del gas del petròleo se emplean separadores horizontales y verticales ,cuya capacidad para manejar ciertos volumenes diarios de crudo y gas a determinadas presiones y separaciòn que varia de acuerdo a las especificaciones de manufactura y funcionamientos requeridos . estos separadores se fabrican de acero cuyas caracterìsticas corresponden a normas establecidas para funcionar en etapas de altas , medianas o bajas presiones.

Separaciòn de fluidos

2010-04-15T08:24:00.002-04:30

La estaciòn de flujo y recolecciòn de la producciòn lo componen un grupo de instalaciònes que facilitan el recibo , la separaciòn , mediciòn ,tratamiento y almacenamiento . el flujo consiste preponderadamente de petroleo al cual esta asociado un cierto volumen de gas (Relaciòn gas petroleo RPG) . Ademàs el flujo de petroleo y gas puede mostrar la presencia de agua y sedimentos procendetes del yacimiento productor.

Empuje por gravedad

2010-04-15T08:08:00.002-04:30

Generalmente los estratos tienen cierta inclinaciòn o buzamiento que de un punto a otro crea desnivel puede ser de dos a 45 grados de inclinaciòn. Mientras mas alto sea el buzamiento mayor oportunidad tiene el petroleo de escurrirse abajo , en la mayoria de los casos el buzamiento contribuye al drenaje del petròleo ,coadyuvando con otros mecanismos de extracciòn en la cual uno pueda ser predominante.

Temperatura del yacimiento

2010-04-15T08:03:00.002-04:30

En la pràctica se toman medidas de temperatura en los pozos para tener idea del gradiente de temperatura que se expresa en un grado centìgrado en por ciento intervalo constante de profundidad . el conocimiento de el gradiente es importante para estudios de produccion y de yacimientos.

Meteorizaciòn

2010-04-15T07:59:00.001-04:30

Disgregaciòn o alteraciòn de las rocas por accion de agentes exogenos(agua, viento , hielo y temperatura)

Cambio de humectabilidad.

2010-04-13T10:05:00.000-04:30

Un tipo de daño en el que se modifica la humectabilidad formación, generando un cambio en la permeabilidad relativa que finalmente afecta a la productividad del pozo.Los surfactantes u otros aditivos en los fluidos de perforación, en especial de barro a base de aceite u otros fluidos inyectados puede cambiar humectabilidad formación. Una formación natural de agua húmedos puede ser cambiado en un depósito de aceite mojado con insuficiencia consiguiente producción causada por la reducción de la permeabilidad del petróleo relativa.cambio Mojabilidad se trata normalmente con disolventes mutua para eliminar la capa de roca de aceite (o parafina precipitación de asfaltenos), seguido de un fuerte agente tensioactivo de agua húmedo para reducir la tendencia de precipitación de hidrocarburos más.

Inyección de agua

2010-04-13T10:00:00.001-04:30

Un método de recuperación secundaria en los que el agua se inyecta en el depósito de la formación para desplazar el petróleo residual. El agua de los pozos de inyección físicamente barre el aceite desplazado a los pozos de producción adyacentes. Los problemas potenciales asociados con las técnicas de inyección de agua incluye la recuperación de ineficientes debido a la permeabilidad variable, o condiciones similares que afectan el transporte de fluidos dentro del yacimiento, y avance temprana de agua que pueden causar problemas de producción y tratamiento de superficies.

Núcleo conjunto

2010-04-13T09:58:00.000-04:30

Una sección completa de un núcleo perforado de manera convencional. La sección puede ser de hasta alrededor de 2 pies [0.6 m] de longitud, con diámetros de núcleo típicos que oscilan entre 1.75 y 5.25 pulgadas [4.4 y 13.3 cm]. El núcleo de diámetro término también se utiliza, pero generalmente se refiere a la menor de las secciones] cm aproximadamente 6 pulgadas [15. La ventaja de análisis de núcleos todo es que mide las propiedades en una escala más grande, más cercana a la del embalse. Esto es particularmente importante para las formaciones heterogéneas como carbonatos muchos o materiales fracturados.

Ley de walther

2010-04-13T09:40:00.002-04:30

Una ley que establece que litologías que se superponen unos a otros concordantemente debe haber acumulado en los ambientes deposicionales adyacentes. Las excepciones se dan cuando se producen interrupciones de erosión. Esta ley permite a las transformaciones de los datos de vertical a horizontal y un conjunto se utiliza a menudo cuando una secuencia vertical de facies se ha identificado y caracterizado (por ejemplo, con el análisis de cadena de Markov) para estimar el patrón de deposición horizontal.

Producción de agua

2010-04-13T09:33:00.001-04:30

El volumen de agua de producción asociados a la producción de petróleo. En yacimientos hidrofilo, la de agua puede ser significativamente superior a la producción de petróleo de un campo. En consecuencia, el tratamiento y la eliminación de agua de producción, especialmente en lugares remotos, tener un impacto importante sobre la viabilidad de un proyecto

Aclaración del agua

2010-04-13T09:29:00.000-04:30

El proceso de eliminación de materiales coloidales del agua. Un coagulante químico (por ejemplo, alumbre) o un floculante químicos (por ejemplo, polímeros), o ambas se agregan al agua. Las partículas coloidales conectar entre sí y con los aditivos y los grupos crecen hasta un tamaño suficiente que puedan ser separados del agua por decantación por gravedad, la centrifugación, hydrocycloning y la filtración. La aclaración es un paso final de un sistema de lodo a puerta cerrada cuando una clara efluentes que se necesita.

Filtrado del revoque (pared de revoque).

2010-04-13T09:25:00.002-04:30

El residuo depositado en un medio permeable como un revoque o un fluido de perforación, se ve obligado contra el soporte bajo una presión. El filtrado es el líquido que pasa por el medio, dejando el revoque en el medio. Los lodos de perforación son evaluados para determinar la tasa de filtración y las propiedades de del filtrado de lodo. Las propiedades tales como espesor del revoque, tenacidad, y permeabilidad son importantes porque el revoque que se forma en zonas permeables en el pozo puede causar pegado de tuberías de perforación y otros problemas. Reducción de producción de petróleo y gas pueden resultar del daño depósito cuando una torta de filtro permite pobres profunda filtrado invasión. Un cierto grado de acumulación de pastel es conveniente aislar a las formaciones a partir de fluidos de perforación. En terminaciones de pozo abierto en el ángulo alto o huecos horizontales, la formación de filtrado externo es preferible a un pastel que forma parte dentro de la formación. Este último tiene un mayor potencial de daño de formación

diagrama del pozo

2010-04-13T09:16:00.001-04:30

Un diagrama esquemático que identifica los componentes principales finalización instalado en un pozo. La información incluida en el esquema del pozo se refiere a las principales dimensiones de los componentes y la profundidad a la que los componentes se encuentran. Un diagrama del pozo actual deberían estar disponibles para cualquier operación de intervención y para permitir a los ingenieros y operadores de equipo seleccionar el equipo más adecuado y preparar los procedimientos operativos que son compatibles con las restricciones de fondo de pozo.

Agua húmeda

2010-04-13T09:04:00.000-04:30

Perteneciente a la adhesión de un líquido a la superficie de un sólido. En condiciones de humedad con el agua, una fina película de agua de las capas de la superficie de la formación de la matriz, una condición que es deseable para el transporte de petróleo eficiente. Los tratamientos que modifican la mojabilidad de la formación del agua-húmedo a húmedo de aceite puede deteriorar significativamente la productividad.

Conificación

2010-04-11T19:09:00.002-04:30

Movimiento vertical del agua que ha entrado en la zona productora, no traspasa barreras verticales de permeabilidad a menos que estas sean rotas , bien sea por fracturas naturales o inducidas.

Cementación de pozos

2010-03-29T15:28:00.000-04:30

Durante la construcción de un pozo de petróleo el proceso de cementación es de vital importancia para el mismo, dado que una deficiente operación de cementacion traería drásticas consecuencias;tales como incremento de los costos, riesgo de perdida del pozo, riesgos hacia el ambiente y a la seguridad.Por tal motivo al momento de diseñar y cementar un pozo petrolero se deben tomar en cuenta las nuevas técnicas, así como las mejores prácticas operacionales dirigidas al proceso de cementación

Hidrocarburos aromáticos

2010-03-29T15:26:00.000-04:30

En las fracciones lubricantes se han detectado naftalenos sustituidos, benzeno, fenantreno y policíclicos aromáticos. La proporción relativa de varios tipos de compuestos en los lubricantes marcan sus propiedades físicas, entonces la preponderancia de nafténicos y aromáticos da un aceite cuyo espesor disminuye rápidamente cuando se calienta y espesa rápidamente cuando se enfría. En otras palabras, la curva de la relación viscosidad - temperatura tiene un pendiente empinada. Por otro lado, una mayor proporción de parafinicos aplana la curva viscosidad - temperatura. Es deseables tener un aceite con una curva tan plana como sea posible, la mayoría de los cortes lubricantes es refinado directamente en vías a tener la mayor cantidad posibles de componentes parafinicos, sin llegar al límite de ser sólidos a temperatura ambiente.

Revelamiento del yacimiento

2010-03-29T15:20:00.001-04:30

Consiste en detectar los aportes al oleoducto en estudio, determinando las corrientes principales y actualizando datos de producción al momento del estudio.Esta etapa finaliza cuando, previa ubicación geográfica de la cuenca a la que pertenece el crudo se esta en condiciones de llegar a un esquema de aportes o cursograma, donde se encuentra identificada la producción de la zona, en lo que al origen de los aportes y al peso relativo de lo mismos.

Caso base

2010-03-29T15:18:00.001-04:30

El caso base es un pozo horizontal asimétrico en el mallado de simulación que representa el yacimiento. La dirección del pozo es paralela al eje x, ubicado a la profundidad verdadera de 7130 pies y con una profundidad medida de 7730 pies.

Pozo multisegmento

2010-03-29T15:12:00.002-04:30

Se define como un conjunto de segmentos arreglados en una forma topológica de árbol.

Producción de líquidos de yacimientos de gas

2010-03-29T12:35:00.001-04:30

Se definen como yacimientos de gas natural aquellos que a lo largo de toda su historia se mantienen en el yacimiento en estado de vapor (Py, Ty). Sin embargo, este tipo de yacimiento puede producir cierto volumen de líquido por condensación, lo cual ocurre en las tuberías de producción y en las instalaciones de superficie. Esta condensación ocurre por enfriamiento y fuera del yacimiento.

Método por solventes

2010-03-29T12:31:00.000-04:30

Uno de los más modernos métodos para producir petróleo adicional es a través del uso de solventes para extraer el petróleo del medio permeable. En el comienzo de la década del 60 (aquellos años locos) el interés se centro en la inyección gas de petróleo licuado en pequeñas cantidades y luego fue desplazado por la utilización de gas seco. Este proceso se volvió económicamente menos atractivo cuando el uso del solvente se incremento. Más tarde en la década del 70, el interés de los métodos de recuperación asistida por solventes resurgieron, por un incremento en el precio del petróleo y más confianza en la habilidad para estimar la recuperación asistida durante este periodo el uso de solventes comienza a decaer en relación al uso de dióxido de carbono y otros fluidos.

Inundación por polímeros

2010-03-29T12:22:00.000-04:30

La inundación por polímeros consiste en agregar polímeros al agua subterránea, para hacer decrecer su movilidad. El resultado es un incremento en su viscosidad y a la vez decrece la permeabilidad de la fase acuosa que ocurre con algunos polímeros, causa una de su baja el radio de movilidad. Esta baja incrementa la eficiencia de la inundación a través de un aumento de la eficiencia de recuperación y una disminución de la zona de saturación de petróleo. La irreversible saturación del petróleo no decrece hasta que la saturación del petróleo lo haga. La mayor eficiencia en la recuperación constituye el incentivo económico para la utilización de inundación por polímeros, generalmente, la inundación por polímeros puede ser económicamente viable únicamente cuando el radio de movilidad de las aguas subterráneas es grande, el reservorio es altamente heterogéneo o una combinación de los mismos.

Tratamiento con vapor

2010-03-29T12:18:00.000-04:30

Steam Flooding (tratamiento con vapor).
Es un proceso simple en un comienzo. El vapor es generado en la superficie e inyectado por la cañería principal de manera que el contenido del pozo se disipe hacia cañerías laterales y emerja a la superficie. Este método se basa en una combinación de condiciones térmicas, reducción de la viscosidad del fluido y presión (la presión con que el fluido es disipado hacia los conductos periféricos.). El mecanismo del desplazamiento del petróleo es una combinación de cambios físicos interaccionantes, tales como la reducción de la viscosidad y la destilación del vapor. un esfuerzo considerable es requerido para tratar al agua hirviente y a los gases resultantes de la combustión del crudo procesado, que frecuentemente contiene compuestos de nitrógeno y sulfuros.

Aguas abajo

2010-03-25T10:51:00.002-04:30

Relacionadas con el equipo, instalaciones o sistemas que se encuentran en el circuito de producción después de la superficie de ahogarse, por lo general adjunto o cerca del arbol de navidad.

Agujero seco

2010-03-25T10:39:00.002-04:30

Un pozo en el que no se ha encontrado cantidades económicas a producir. Por lo general el pozo se encuentra con pequeñas cantidades de petróleo o gas, los cuales dependen de muchos factores económicos, como los cuales la proximidad de las infraestructuras de transporte y procesamiento las condiciones del mercado local.

gas dulce

2010-03-25T09:55:00.003-04:30

Es el gas natural que no contiene sulfuro de hidrogeno o cantidades significativas de dióxido de carbono.

Evaluacion de yacimientos

2010-03-20T12:32:00.000-04:30

Los servicios avanzados de evaluación de formaciones permiten determinar con precisión la porosidad, la resistividad, la litología, el contenido de lutita, las saturaciones de fluidos y la presión de la formación, y recuperar muestras de fluido de formación en pozos entubados. Los innovadores diseños de herramientas y programas de procesamiento hacen de la evaluación de formaciones detrás del revestimiento una alternativa viable para evaluar zonas pasadas por alto, intervalos que deben ser entubados antes de correr registros a agujero descubierto, y los efectos del tiempo sobre las zonas productivas.

Gas pobre

2010-03-20T12:30:00.000-04:30

Gas natural constituido por metano sin componentes licuables.

Normal Larga

2010-03-20T12:26:00.002-04:30

Es la diferencia de potencial entre dos electrodos ubicados en el pozo A y M la profundidad entre estos puntos es de 64 pulgadas la profundidad de penetracion aumenta con la separación entre los electrodos y esta asociado con la zona verdadera.

Normal corta.

2010-03-20T12:24:00.002-04:30

Se encarga de medir diferencia de potenciales entre dos electrodos ubicados dentro del pozo A y M la separación entre estos dos puntos es de 16 pulgadas y se encuentra asociado este pefil con la zona lavda.

Normal lateral

2010-03-20T12:20:00.002-04:30

Se encarga de medir diferencia de potencial entre dos electrodos ubicados dentro del pozo, su profundidad de penetración aumenta con la separación de los puntos A y M en este perfin la separación entre AM es entre 18 ft y 8 pulgadas, puede variar.

Curvas de punto de rocio

2010-03-20T12:17:00.002-04:30

Curvas de punto de rocio: lugar geomé de los puntos donde una gota infinitesimal de liquido coexiste con el vapor .

Rt

2010-03-20T12:16:00.001-04:30

Resistividad de la zona no dañada o zona verdadera.

Curvas de punto de burbuja

2010-03-20T12:12:00.001-04:30

Lugar geométrico de los puntos donde una burbuja infinitesimal de vapor coexiste con el líquido

Yacimiento no saturado

2010-03-20T12:09:00.001-04:30

Yacimiento no saturado: Petróleo en el cual se pueden disolver cantidades adicionales de gas natural.

Catagénesis

2010-03-20T12:06:00.000-04:30

Catagénesis: La materia orgánica sufre nuevamente una serie de cambios producidos por el incremento en la temperatura. Temperaturas entre 50 a 150 ºC (Tissot y Welte, 1984) o entre 50 a 200 ºC (Hunt, 1995). Los cambios en la materia orgánica llevan a la formación del petróleo.

Metagénesis

2010-03-20T11:56:00.001-04:30

Metagénesis: En esta etapa las temperaturas pueden ser superiores a los 200 ºC. Al alcanzar esta etapa ya los sedimentos han sido transformados en roca sedimentarias y ha ocurrido la generación de petróleo. Por este incremento de la temperatura la roca sedimentaria sufre una serie de cambios en su composición mineralógica y es transformada en una roca metamórfica. La materia orgánica residual es transformada en grafito.

Rxo

2010-03-20T11:38:00.001-04:30

Resistividad de la zona lavada.

Perfiles

2010-03-20T11:29:00.002-04:30

Para medir la variación lateral de una propiedad, como la gravedad o campos magnéticos. Sondeo es el termino utilizado para describir las mediciones de las variaciones verticales de una propiedad en electromagnéticos y otros métodos geofísicos.

diagénesis

2010-03-20T11:28:00.000-04:30

La diagénesis es el proceso de formación de una roca a partir de sedimentos sueltos que sufren un proceso de consolidación.
La mayor parte de las veces la consolidación de los sedimentos se debe a la infiltración de las aguas que contienen materias disueltas. La diagénesis convierte así la arena en arenisca, a los lodos calcáreos en caliza, a las cenizas volcánicas en cinerita, etc. Las reacciones y otros fenómenos de oxidorreducción, deshidratación, recristalización, cementación, litificación, mineralización y sustitución de un mineral preexistente por otro constituyen en su conjunto la autogénesis y los minerales resultantes de ésta son calificados de autogénicos.El principio u origen de las rocas sedimentarias es la diagénesis producto de presión y temperatura bajas.

Velocidad aparente

2010-03-20T11:27:00.002-04:30

En geofísica, Es la velocidad de un frente de onda en dirección determinada, por lo general medida a lo largo de una linea de receptores y simbolizado por VA.

Factor volumétrico de formación total (Bg)

2010-03-20T11:19:00.002-04:30

Es el volumen de petróleo mas gas disuelto a condiciones normales, en este factor volumétrico de formacion hay que tomar en cuenta tanto el volumen de petróleo quedando como también el volumen de petróleo que va quedando.

Factor de desviación del gas (Z)

2010-03-20T11:07:00.002-04:30

Es un factor de correción que corrige la ecuación de los gases ideales para el comportamiento de un gas real, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de bajas presiones y altas temperaturas, tomando como referencia los valores del punto crítico.

Resistividad Vertical

2010-03-20T10:59:00.003-04:30

Es la resictividad de una formación medida por el flujo de corriente en un plano vertical. En las formaciones anisotrópico. En un pozo vertical, los registros son de inducción de linea fija y mediciones se propagan durante la perforación.

Relacion gas-petróleo de producción (Rp)

2010-03-20T10:44:00.003-04:30

La generación de petróleo esta dada por los pies cubicos normales de gas producido a condiciones estándar entre los barriles producidos a condiciones estándar.

Resistividad del agua (Rw)

2010-03-20T10:42:00.003-04:30

Resistividad de la roca saturada 100% de agua de formación.

Petrofísica

2010-03-20T10:34:00.002-04:30

Es el estudio de las propiedades físicas, químicas y radioactivas de los fluidos que contienen informacion para la completación de los pozos nuevos, perforados, abandonados, reparados, para el estudio del yacimiento en establecer POES (reservas), y determinar o establecer la explotación optima del mismo.

Relación gas-petróleo (Rs).

2010-03-19T19:39:00.002-04:30

La relación gas petróleo representa la razón entre los pies cúbicos de gas a condiciones estándar con respecto a los barriles producidos a condiciones normales.

Factor volumétrico de formación del gas (Bg)

2010-03-19T19:31:00.003-04:30

Factor volumétrico de formación del gas (Bg): Es la relacion existente entre el volumen ocupado por un gas a condición de yacimiento con respecto a la misma masa de ese volumen de gas pero a condiciones normales, temperatura 60ºF y 14, 69 psia.

Factor volumetrico de formación del petróleo (Bo).

2010-03-19T17:59:00.005-04:30

Factor volumétrico de formación (Bo): Se define como el volumen necesario de petróleo con su respectiva cantidad de gas incial, a la presión y temperatura de yacimiento, que se necesita para generar un barril de petróleo a condiciones estandar de presion y temperatura las cuales son 60 ºF y 14,69 psia.

Correlaciones numéricas PVT (Parte I)

2009-06-21T20:19:00.001-04:30

En el análisis del comportamiento de yacimiento, calculo de reservas y diseño de equipos, se requiere el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos. Estas propiedades normalmente se determinan en el laboratorio mediante el análisis de muestras de fluidos tomadas en el fondo de los pozos o mediante una apropiada recombinación de muestras tomadas en superficie.

El conjunto de pruebas necesarias para determinar estas propiedades se denomina análisis Presión, Volumen, Temperatura, P.V.T., como comúnmente se le llama, y consiste en determinar la relación entre presión, volumen y temperatura para una mezcla de hidrocarburos (líquido y gas) en particular.

Fuente: Ing. Carlos Bánzer S. Correlaciones Numericas P.V.T.

Correlaciones numéricas PVT (Parte II)

2009-06-21T20:17:00.001-04:30

Muchas veces, sin embargo, no se dispone de información experimental, debido a que no se pueden obtener muestras representativas de los fluidos o porque el horizonte productor no garantiza el gasto en realizar un análisis P.V.T. de los fluidos del yacimiento. En estos casos, las propiedades físicas de los fluidos deben ser determinadas por analogía o mediante el uso de correlaciones empíricas.

En el pasado las correlaciones P.V.T. fueron presentadas en forma tabular y/o grafica; sin embargo, con la aparición de las calculadoras manuales programables y las computadoras personales, tales correlaciones han sido reducidas a simples ecuaciones numéricas o expresiones analíticas con el propósito de utilizarlas en programas de computación.

Fuente: Ing. Carlos Bánzer S. Correlaciones Numéricas P.V.T.

Correlaciones numéricas PVT (Parte III)

2009-06-21T20:12:00.001-04:30

Las correlaciones P.V.T. son desarrolladas a partir de datos de laboratorio y/o campo y formuladas de manera que puedan ser utilizadas con datos obtenidos sin mucha perdida de tiempo y/o inversión de esfuerzo. Estos datos son:

a. Propiedades de los fluidos:
• Gravedad especifica del petróleo
• Gravedad especifica del gas
• Razón gas producido-petróleo

b. Propiedades del yacimiento:
• Presión
• Temperatura

Antes de determinar una propiedad, se debe asegurar que la aplicación de interés se encuentra dentro del rango de los datos para la cual la correlación fue desarrollada. Una vez hecho esto, la correlación utilizada será adecuada y se obtendrán resultados confiables.

Fuente: Ing. Carlos Bánzer S. Correlaciones Numéricas P.V.T.

Simulación numérica de yacimientos (parte IX)

2009-06-19T11:31:00.005-04:30

El equipo integrado necesita una plataforma de trabajo común, si se quiere realizar un estudio integrado. La creación de una plataforma tal ha sido la mayor preocupación de los vendedores de software E&P en los últimos años e indudablemente se han dado pasos agigantados respecto a ello cuando se compara la forma de trabajo de hoy con la de hace diez años atrás.

El software abierto y las aplicaciones integradas son hoy una realidad que puede encontrarse en nuestro escritorio. Sin embargo, no se han resuelto todos los problemas. Estas plataformas inicialmente han sido desarrolladas para aplicaciones de geociencia y están capacitadas para integrar completamente todas las disciplinas asociadas a la parte “estática” de un estudio integrado. Como se ha mencionado, cuando se considera la integración de los datos dinámicos, la situación es mucho menos flexible. Además de que, mientras estas plataformas ofrecen soluciones integradas en sí mismas, normalmente resultan ser mucho menos integradas las unas con las otras. Desde el punto de vista del usuario, es muy difícil la transferencia de datos de una plataforma a otra sin tener que modificar los archivos de alguna manera.

La situación actual es lo que se podría definir como “loose integration”. La transferencia de datos de una aplicación a otra necesita ser llevada a cabo a través de soluciones “ad hoe”, las cuales normalmente implican algún software como interface. Loose Integration hoy existe no solo entre las aplicaciones de diferentes vendedores sino también entre plataformas integradas y otras aplicaciones que no estaban disponibles en dichas plataformas. Para dar un ejemplo de “Loose Integration”, cuando se va a usar un paquete geoestadístico, el cual es externo a una plataforma usada, los datos necesitan ser extraídos de la base de datos del proyecto y reformateados a través de algún tipo de software, para poder ser cargados en el software geoestadístico. La operación inversa se realiza cuando se recarga la data interpretada la base de datos. Los geólogos que han realizado estas transferencias saben lo trabajosas y largas que son estas operaciones.

Loose Integration básicamente significa que la data resida en diferente bases de datos, accesibles por diferentes software. Las operaciones de extracción y recarga son un paso necesario, si las actividades van a estar integradas. La gran mayoría de los equipos de yacimientos y compañías consultoras actualmente están trabajando en un ambiente de Loose Integration.

En contraste a esto, se puede definir “tight integration”. Tight Integration implica que muchas aplicaciones coexistan unas con las otras sin que los datos sufran alguna transferencia o cambio, sin importar la tarea o el distribuidor de las aplicaciones.

Idealmente, “Tight Integration” requerirá una única base de datos, accesible desde diferentes aplicaciones. En reconocimiento de este problema, algunas iniciativas de multi-compañias comenzaron en la última década. “Petrotechnical Open Software Corporation” (POSC) y “Public Petroleum Data Model” (PPDM) son ejemplos de organizaciones sin fines de lucro patrocinadas por todas la compañías petroleras del mundo y distribuidores de software, que tienen como objetivo establecer un modelo común de data para la industria del petróleo.

Estas iniciativas, sin embargo, no han generado los resultados esperados, a causa de los conflictos comerciales entre los participantes.

Por el momento, la idea de tener que tratar con diferentes sistemas de comunicación en parte ha sido aceptada como una especie de mal necesario en la mayoría de las empresas de petróleo y servicios. Con respecto a esto, dos tendencias han ido apareciendo en los últimos años.

* Elegir utilizar un distribuidor de plataformas, que ofrezcan toda la gama de aplicaciones de yacimientos (Shared Earth Model o SEM). Estos sistemas ofrecen en si mismo Tight Integration, pero las aplicaciones individuales no son necesariamente lo mejor en el mercado, mientras la comunicación con otros sistemas se dificulta.

* Elegir trabajar con la mejor aplicación en el mercado, sin importar la plataforma. El problema en este caso es establecer un sistema de comunicación estable entre las diferentes bases de datos, a través de interfaces estándar.

El problema de la interoperabilidad de los sistemas sigue siendo el foco de atención de las empresas del petróleo y servicios. Se han comenzado a explorar nuevas perspectivas, una de las más interesantes es la posibilidad de comunicarse a través de diferentes sistemas compartidos en la tierra y diferentes sitios a través de internet (Figura 1). Tales oportunidades pueden tener un impacto significativo en la forma de los estudios integrados que se llevaran a cabo en el futuro.
Sin embargo, la solución definitiva de los problemas de interoperabilidad aun está por comenzar. Mientras tanto, es responsabilidad de los directores del proyecto prestar atención a este problema y asegurar que no haya pérdida de tiempo y recursos debido a cuestiones asociadas a la interoperabilidad.

Fuente: Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.

Simulación numérica de yacimientos (parte VIII)

2009-06-18T15:53:00.007-04:30

Pronósticos de producción

Comportamiento IPR y TPR del pozo

La forma más sencilla de obtener pronósticos de producción es imponer una tasa total de fluido (agua + petróleo) para todos los pozos. Dicha tasa total usualmente es igual al promedio de los pozos en los años recientes.

Si bien este enfoque tiene el mérito en yacimientos particulares, un enfoque muy típico para el pronóstico en yacimientos implica la definición de algunas limitaciones de superficie.

En tal caso, la forma en que el simulador trabaja con el cotejo histórico y las fases pronóstico es básicamente diferente. Durante el cotejo histórico, el comportamiento del campo es conocido y el modelo traslada la tasa de petróleo impuesta dentro de la red de presiones, a través de una rutina de manejo de pozos.

En la fase de pronósticos, por otro lado, las tasas no son conocidas y deben ser calculadas poniendo un conjunto de normas en el modelo, que desde un punto de vista práctico a menudo son representadas por las condiciones de presión fluyente en el cabezal. Este límite de presión depende de las condiciones de superficie (flujo natural, gas lift), la completación usada, tipo de flujo (monofásico y multifásico) y la presión en lelyacimiento. Para representar cada condición adecuadamente es necesario un modelo de pozo hidráulico.

Dicho modelo define las tablas de “comportamiento de flujo vertical” (VFP), las cuales describen las condiciones de relaciones de comportamiento en el tubing (TPR) en el pozo. Muchos simuladores tiene la facilidad para computar internamente las curvas de “comportamiento de flujo vertical” a través de correlaciones empíricas. Alternativamente, estas curvas pueden ser calculadas usando un software especializado de perdidas por fricción externa, y luego son introducidas en el simulador.

El comportamiento del TPR tiene un fuerte impacto en la deliberabilidad del pozo. Para obtener resultados reales, es importante por lo tanto, definir los parámetros de entrada cuidadosamente, a través de la cooperación con los ingenieros de producción, y chequeando los resultados de los cálculos del VFP usados en el campo. Típicamente, por ejemplo, las tablas VFP deben ser calibradas contra los resultados de aquellos pozos donde las medidas de presión de fondo y cabezal fluyente están disponibles.

El comportamiento del IPR también es importante. Las pruebas disponibles para pozos proveen una valiosa data de la información de la deliberabilidad del pozo y da estimados útiles del actual índice de productividad (PI) de los pozos y del grado de daño. Estos valores pueden ser usados para corregir el PI del pozo computado por el modelo, el cual por lo general es diferente, ya que la presión en la celda no es igual a la presión de frontera de drenaje del pozo.

La importancia de la definición del comportamiento del IPR y TPR de los pozos en el modelo está relacionada con el hecho de que la productividad de los pozos en la fase de pronósticos es calculada de cada relación. La Figura 1 muestra un ejemplo de un gráfico IPR – TPR (inflow-outflow), donde la producción instantánea del pozo está definida por el punto de cruce de ambas curvas.

Arranque de los casos de predicción

El comienzo de los casos de pronóstico de producción es, en general, un proceso menos dificultoso que la fase de cotejo histórico. No obstante, la primera prueba siempre resulta en algunos problemas, especialmente cuando se trabaja con tablas VFP. El primer paso en el procedimiento de ajuste de la predicción es, por lo tanto la calibración de índice de productividad por pozo.

De hecho, el cambio del modelo de cotejo histórico a pronóstico frecuentemente resulta en discontinuidades en las tasas individuales de los pozos, presiones y actividades (Figura 2). Como se menciono anteriormente, esto está relacionado al hecho de que el índice de productividad calculado en el modelo no está generalmente calibrado con el actual índice de productividad actual del campo. Esta diferencia es transparente en la fase de cotejo histórico, donde los pozos trabajan bajo condiciones impuestas de tasa, pero resulta evidente en la fase de predicción donde el PI calculado determina la productividad del pozo.

Además del radio de drenaje, la diferencia entre el PI del modelo y el campo está relacionada al factor de daño del pozo, el cual normalmente es tomado como cero al comienzo del estudio. Por lo tanto, el factor de daño usualmente es el primer parámetro que se ajusta, para calibrar el comportamiento del pozo y obtener una suave transición entre el cotejo histórico y la fase de predicción. Cuando esto no es suficiente, pueden ser requeridos mas ajustes substanciales en el PI del modelo.

Figura 2 – Calibración de PI del pozo

Fuente: Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP

Simulación numérica de yacimientos (parte VII)

2009-06-18T12:43:00.004-04:30

Pronósticos de producción

Hacer pronósticos de producción usualmente es la fase concluyente de un estudio integrado de yacimientos. En su esencia, el objetivo de este tipo de trabajo es visualizar el comportamiento futuro del campo bajo diferentes estrategias de explotación y generar perfiles de producción necesarios para la evaluación económica del proyecto.

Todos los esfuerzos del equipo integrado, en términos de la caracterización y simulación del yacimiento, convergen en esta fase del estudio, donde la más prometedora estrategia de explotación debe ser analizada y propuesta para ser administrada en periodos de tiempo cortos, medianos y largos.

En lo que respecta a la complejidad técnica inherente, la fase de pronósticos de producción del modelo de simulación puede ser substancialmente diferente para varios casos. En estudios simples, la predicción se puede realizar en cuestión de días, pero en casos más complejos se puede tardar meses, dependiendo del tamaño y complejidad del modelo, el manejo del pozo y el número de predicciones a realizar.

Datos de entrada para las predicciones

En esta sección se plantearan los parámetros usuales de entrada que deben ser definidos en el modelo de simulación antes de iniciar los pronósticos de producción.

El primer paso siempre es la definición del caso a ser corrido. Los casos de predicción son diseñados usualmente al comienzo de la fase de pronósticos, pero también es importante señalar que un mayor número de casos de predicción pueden ser definidos como el estudio producto, en base a los resultados de las corridas previas.

El número y tipo de casos obviamente dependen del estudio particular y del tiempo disponible, sin embargo es común la práctica de definir un caso base, el cual corresponde a la continuación de la explotación del campo bajo las prevalecientes condiciones de operación. Los siguientes resultados de predicción son comparados para este caso base, el cual puede considerarse como un punto de referencia para las opciones de desarrollo alternativo.

La definición de los casos subsecuentes debería ser hecha con el objetivo de obtener la mejora en producción y perfiles de inyección, en términos del mayor factor de recobro y/o producción acelerada de las reservas existentes. Con este objetivo, una serie de posibles escenarios de desarrollos alternativos deben ser probados, los cuales a su vez deben ser compatibles con las infraestructuras, la disponibilidad de fluidos de inyección, diversas limitaciones financieras y así sucesivamente. El conocimiento del yacimiento adquirido durante las fases previas del estudio debería formar una base consistente para una revisión preliminar de las propuestas posibles.

En todos los casos, la definición de los casos de predicción a ser corridos debe ser hecha a través de una cooperación cercana con la gerencia, los economistas y los departamentos de producción y facilidades. De este modo se garantiza que no se desperdicien recursos en la simulación de casos irreales de producción.

Fijación de directrices y limitaciones

Para simular el comportamiento futuro de un campo, se debe especificar un grupo de normas de trabajo en el modelo, el cual aplica tanto para las facilidades de superficie como para los pozos individuales. Estas reglas son llamadas directrices y limitaciones, y contemplan las condiciones de funcionamiento para el campo estudiado. Las típicas limitaciones de superficie son las tasas máximas de petróleo, gas y agua, máximas tasas y presiones de inyección, mínima THP y máxima RGP. En el pozo las limitaciones básicas son la máxima RAP, RGP o tasa total de líquido y mínima tasa de petróleo.

Los simuladores modernos permiten a la ingeniería de yacimientos definir condiciones de trabajo muy flexibles. La Tabla 1 provee una lista de las limitaciones más típicas que pueden aplicarse a un simulador, tanto para grupos como para pozos individuales. Además de estas limitaciones simples, se pueden definir esquemas de explotación de pozos que permitan el modelaje de condiciones operacionales complejas por la implementación automática de secuencias lógicas de “workovers”, recompletación o perforación de nuevos pozos e inicio de levantamiento artificial, de acuerdo a criterios especificados.

Tabla 1 – Limitantes típicas para predicciones en yacimiento

Una vez más, hay que destacar que estas limitaciones deben ser discutidas con los ingenieros de producción, para asegurarse de que se está diseñando una estrategia realista de explotación.

Otro punto importante a considerar es, que estas restricciones tienen un impacto significativo en los perfiles de producción resultantes, y por lo tanto se debe tener cuidado al aplicar el mismo conjunto de normas a todos los casos la predicción, si se buscan resultados comparables.

Fuente: Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.

History Matching (Cotejo histórico)

2009-06-07T20:22:00.002-04:30

Después que se construye el modelo del yacimiento, debe ser probado para determinar si se puede duplicar el comportamiento del campo. Generalmente, la descripción utilizada del yacimiento en el modelo es validada mediante la ejecución del simulador con datos históricos de producción e inyección y comparar las presiones calculadas y movimiento de fluidos con el comportamiento actual del yacimiento. Una prueba más estricta es que el simulador pueda computar los últimos resultados de los diferentes pozos, como historia de presiones y movimiento de fluidos. Los datos utilizados en el cotejo histórico pueden variar con el alcance del estudio, pero normalmente se incluyen la presión y datos de producción del yacimiento.

Los parámetros de entrada del modelo deben ser ajustados hasta un cotejo aceptable obtenido entre el modelo y el campo. Tenga en cuenta que a la hora de ajustar los parámetros del yacimiento durante el cotejo histórico la intención es describir el yacimiento real lo mejor posible con los datos disponibles. Normalmente, uno ajusta:

1. Permeabilidades del yacimiento para cotejar gradiente de presiones del campo.

2. Permeabilidad y extensión areal de lutitas y otras zonas de baja permeabilidad para cotejar el movimiento vertical de fluidos.

3. Relación entre permeabilidad relativa y saturación para cotejar distribución de saturación dinámica y gradientes de presión.

4. Tamaño de acuífero, porosidad, espesores, y permeabilidad para cotejar la cantidad y distribución de influjo de agua natural.

Si no existe un comportamiento histórico, esta fase del proyecto no se puede llevar a cabo.

Fuente: Reservoir Simulation. Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton.

Diseño de un modelo de simulación

2009-06-06T18:03:00.002-04:30

El diseño de un modelo de simulación será influenciado por el tipo de proceso a ser modelado, la dificultad de los problemas de mecánica de fluidos, los objetivos del estudio, la calidad de la data obtenida para describir el yacimiento, el tiempo y límites presupuestarios, y el nivel de credibilidad necesitado para asegurar aceptación de los resultados del estudio.

Los simuladores más comunes son los de programas inmiscibles y Black-Oil que utilizan datas de propiedades de fluidos y funciones de permeabilidades relativas convencionales. La simulación de algunos procesos requiere de simuladores de propósito especial, a menudo soportados por programas periféricos para predecir factores tales como perdida de calor en el pozo o comportamiento de fase del hidrocarburo.

El tiempo o los límites presupuestarios por lo general imponen compromisos en el tipo de simulador a ser utilizado y en el diseño del modelo del yacimiento. El número de celdas (gridblocks) y los detalles incluidos son, para el tratamiento de pozos individuales, quizás las dos áreas más comunes de compromiso. El ingeniero tendrá que determinar, en el marco de los objetivos de estudio, el nivel de sofisticación necesario para realmente solucionar el problema.

Fuente: Reservoir Simulation. Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton.

Selección del estudio a realizar

2009-06-06T18:01:00.002-04:30

Una vez definido los problemas de mecánica de fluidos, se debe decidir qué modelos de simulación son los más adecuados para resolverlos. No siempre es necesario o conveniente tratar en el modelo todo el yacimiento. En estudios de conificación, por ejemplo, deben ser utilizados modelos de pozos, secciones transversales u otros. La mayoría de las veces, se debe utilizar una combinación de modelos, modelos detallados para analizar el flujo cerca de pozos o en determinadas partes del yacimiento y un modelo completo del campo para un estudio completo del comportamiento del yacimiento.

Factores que influyen en el abordaje de un estudio son:

1. Disponibilidad de los simuladores para resolver adecuadamente los problemas mecánicos del yacimiento.
2. Cambios programables que deben hacerse al simulador para modelos de pozos y facilidades.
3. El tipo y número de corridas que necesita el simulador para poder obtener los resultados del estudio.
4. Calendario de tiempo, recursos humanos, informática y recursos financieros disponibles para el estudio.
5. La necesidad de capacidades de edición especial, y
6. Disponibilidad de recursos periféricos necesarios para completar el estudio a tiempo

Fuente: Reservoir Simulation. Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton.

Revisión de los datos

2009-05-24T21:20:00.002-04:30

Los datos por lo general deben ser revisados y reorganizados una vez que se han recogido ya que se han obtenido para una serie de razones poco relacionadas y normalmente no han sido examinados u organizados lo suficientemente bien como para ser de uso inmediato. Debido a que una detallada revisión de los datos puede ser larga y tediosa, el esfuerzo debe ser cuidadosamente enfocado. La revisión debería ser tan amplia como sea necesario, con el objetivo de evitar trabajo innecesario.

Fuente: Reservoir Simulation. Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton.

2009-05-24T21:17:00.000-04:30

Definición del problema

El primer paso para la conducción de un estudio es definir el problema de comportamiento del yacimiento y los problemas de operación asociados. Para hacer esto, uno debe reunir suficiente información sobre el yacimiento para determinar qué predicciones de comportamiento se necesitan, y cómo pueden contribuir a la gerencia del yacimiento. En esta fase, es útil ser un miembro del equipo de gerencia de yacimiento o comunicarse directamente con el.

Tan pronto como los datos de fondo se hayan asimilado adecuadamente, los objetivos prácticos para el estudio deben definirse de forma clara y concisa. Se deben tomar muchas decisiones si se quiere que el progreso del trabajo siga naturalmente para desarrollar objetivos realistas. Aunque esta etapa del proyecto es relativamente corta, puede tener un impacto importante en la eficiencia con la cual el proyecto se lleva a cabo.

Una vez que los objetivos y el alcance del estudio son claros, un análisis preliminar de la mecánica de fluidos del yacimiento debe ser realizado. El análisis puede estar disponible a partir de evaluaciones anteriores, o puede implicar cálculos manuales, pequeños modelos de simulación, o simplemente una revisión del comportamiento de otros yacimientos que parecen ser similares y apropiados para el yacimiento que esta bajo estudio. El propósito del análisis es identificar los principales mecanismos de agotamiento y reconocer los factores que predominan en el comportamiento del yacimiento (ejemplo, conificación, gravitación, heterogeneidad, entre otros).

Fuente: Reservoir Simulation. Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton.

2009-05-24T20:54:00.003-04:30

Planificación de un Estudio de Simulación

Un estudio completo puede tardar un año o más en completarse y, durante un tiempo, puede demandar equipos computacionales y personal calificado. Un estudio menos amplio requiere menos recursos, pero por lo general debe llevarse a cabo en virtud de graves limitaciones de tiempo. Ambos tipos de estudios deben seguir claros, planes prácticos para garantizar el suministro correcto de la información a la gerencia de yacimiento y, sobre todo, a tiempo para ser utilizados con eficacia.

La mayoría de los estudios involucran esencialmente el mismo tipo de actividades, aunque la distribución de esfuerzos entre las actividades varía de proyecto a proyecto. La figura muestra las actividades más significativas, el calendario y la duración que se muestran son para el primer estudio amplio de un campo o para una importante actualización de un estudio anterior del yacimiento.

Actividades en un estudio de simulación de un yacimiento típico

Fuente: Reservoir Simulation. Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton.

SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS. (Parte VI)

2009-05-17T18:11:00.005-04:30

CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA DE SIMULACIÓN.

ELECCIÓN DE LA MALLA DE SIMULACIÓN.

Una vez las propiedades geológicas, dinámicas y numéricas han sido correctamente determinadas, la decisión puede ser tomada en base al tipo de geometría de mallado a usar y sus dimensiones.

En cuanto al tipo de malla se refiere, dos geometrías básicas son usadas en la práctica actual, la Cartesiana y la “Corner Point”.

El bloque centrado en la cuadrícula cartesiana se obtiene por la alineación de la malla de bloques a lo largo de las coordenadas cartesianas en las 3 dimensiones del espacio, resultando esto en una red globalmente ortogonal. Este tipo de malla es la más antigua y eventualmente aun es la más usada, debido a su facilidad y simplicidad de construcción.

En la geometría de “Corner Point” las coordenadas de cada bloque en las esquinas de la malla es especificada, en lugar de las del bloque del centro. El mallado resultante no es necesariamente ortogonal y esto permite una representación más precisa de la geología actual del yacimiento. Por otro lado, estos tipos de mallas requerirían teóricamente la especificación de todos los componentes de gradientes potenciales en cada cara del bloque. Como la mayoría de los simuladores no atienden este tipo de componentes adicionales, se considera buena práctica limitar la distorsión local de la malla, de otra manera errores graves estarían introducidos en los cálculos.

La Fig. 1 compara 2 tipos de mallas. Se debería notar que, aunque la geometría “Corner Point” es mucho más atractiva para dar mayor sentido de realismo geológico, no implica necesariamente más exactitud en el resultado. De hecho, mientras la elección del tipo de geometría sigue siendo una característica bastante subjetiva, algunos ingenieros todavía recomiendan en la medida de lo posible, el uso de la antigua y familiar malla cartesiana.

Otro punto de interés concerniente al mallado de simulación es la posibilidad del uso de bloques de diferentes dimensiones en diferentes partes del campo. Esta característica es de interés particular en la mayoría de los estudios, ya que a menudo, existen zonas del yacimiento en donde es conveniente disponer de cálculos tan exactos como sea posible y otras (usualmente las aéreas perimetrales o el acuífero) en donde la exactitud en los cálculos no es demandantemente necesaria. La ventaja en este caso es una reducción considerable en el número total de celdas activas y por lo tanto en el tiempo de computación.

Fig. 1 – Geometría de mallas: Cartesiana vs. Corner Point

Todo el software existente para la construcción de mallas permite la especificación de diferentes tamaños de filas y columnas, lo que conduce a las denominadas “mallas tartan”. En los casos más complicados, una malla existente puede ser localmente refinada en la región de interés, usualmente donde ocurren cambios rápidos de presión y saturación. Estas mallas localmente refinadas (LGR) son más demandadas desde el punto de vista computacional, pero para permitir una mayor flexibilidad del uso.

La Fig. 2 muestra dos ejemplos de mallas, asociadas a tamaños variables en mallas “tartan” y “localmente refinadas”. Se nota que en el último caso, una sola cara del bloque en la malla tosca puede ser conectada a dos o más caras de bloque en la maya refinada.

Finalmente, se debería mencionar que en años recientes se ha dedicado una gran atención a la elaboración y aplicación de mallas de geometrías complejas, como las mallas Voronoi y PEBI. Las fuerzas impulsoras tras estos intereses están asociadas a las nuevas tecnologías en las diferentes áreas del petróleo:

Pozos de geometría compleja. Son cada vez más comunes en la práctica operacional. La descripción correcta del flujo alrededor de configuración complejas requiere adaptar técnicas de mallado.

Fig. 2 – Malla cartesiana de tamaño variable (izquierda) y malla localmente refinada

Modelos geológicos complejos. Avances recientes en el modelado geológico permiten una descripción detallada 3D de yacimientos de geometría compleja, incluyendo los de fallas inversas. Para transferir tales estructuras geológicas al modelo de simulación, son necesarias sofisticadas técnicas de mallado.

Actualmente, las tendencias futuras en este campo parecen orientadas hacia la aplicación de mallas híbridas, las cuales combinan diferentes geometrías en diferentes zonas del yacimiento, mientras se optimizan las soluciones del flujo y el tiempo práctico de ejecución. La Fig. 3 provee un ejemplo de la utilización de mallas híbridas para simulación de yacimientos.

Fig. 3 – Malla híbrida para simulación de yacimientos

Fuente:

Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.

SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS. (Parte V)

2009-05-17T16:00:00.006-04:30

CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA DE SIMULACIÓN.

CARACTERÍSTICAS NUMÉRICAS.

La selección del tamaño y la orientación de la malla también dependen de algunas características numéricas, siendo las más importantes las asociadas a la dispersión numéricas y efectos de orientación de la malla.

Fig. 1 – Efecto de la dispersión numérica

La dispersión numérica es un artificio de las técnicas numéricas actuales, la cual ocurre en los procesos de simulación asociados a cambios rápidos en la saturación de agua y petróleo en procesos de imbibición. La dispersión numérica introduce un sesgo en los resultados, el cual está relacionado a las dimensiones de las celdas que son usadas en el modelo de simulación.

La Fig. 1 ilustra el problema. Cuando el mismo proceso de desplazamiento es simulado usando un número de celdas diferentes, el perfil de saturaciones cambia. Como se puede notar, el efecto de la dispersión numérica es alterar negativamente el perfil de saturaciones cuando se usan pocas celdas y por lo tanto decrece la eficiencia del desplazamiento en el avance. Además, este efecto es más pronunciado en la presencia de una relación de movilidades favorable.

La dispersión numérica está siempre presente en cualquier modelo de simulación en aluna medida, aunque reducir el tamaño de las celdas minimiza el impacto en el cálculo de los resultados. Se debería buscar un balance satisfactorio en la selección de las dimensiones de la malla, para limitar el efecto de la dispersión numérica y trabajar con un número de celdas práctico.

Los efectos de la orientación de la malla, por otro lado, refieren un sesgo en los resultados calculados, los cuales se derivan de la orientación de la malla con respecto a la posición de los pozos productos e inyectores. El problema esta ilustrado en la Fig. 2, donde se muestran 2 pozos inyectores y 1 productor, nombrados A, B y C respectivamente. Usando el mallado en la figura, el camino del inyector B al productor C es mucho más largo que el camino del inyector A, por lo tanto el tiempo de avance puede ser artificialmente más largo. Se tiene en cuenta que rotar la cuadrícula 45 grados revertiría la situación.

Fig. 2 – Efectos de la orientación de la malla

Los efectos por orientación en la malla particularmente importan en la presencia de altas relaciones de movilidad, como en el caso de procesos de desplazamiento gas-petróleo o vapor-petróleo, pero este impacto no debería ser pasado por alto, ni siquiera en los sistemas más convencionales agua-petróleo. La solución más efectiva para limitar los efectos de la orientación de la malla es posiblemente el uso de “nueve puntos” en la formulación de la ecuación de flujo, donde las conexiones diagonales también están tomadas en cuenta (Fig. 3). Este enfoque es más intensivo computacionalmente, sin embargo cuando el tiempo de computación no es un problema, el esquema de los “nueve puntos” debería ser la opción preferida.

Fig. 3 – Esquema de computación de: cinco puntos (A) vs. nueve puntos (B)

Fuente:

Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.

SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS. (Parte IV)

2009-05-17T13:29:00.002-04:30

CONSTRUCCIÓN DE LA MALLA DE SIMULACIÓN.

La selección y construcción de la malla es una parte esencial en el trabajo de simulación, especialmente cuando se trata de un yacimiento de geología compleja. La selección de una malla adecuada o errónea puede tener un impacto considerable en la exactitud de los resultados, además del tiempo y los recursos requeridos por los ejercicios de simulación.

En el contexto del estudio integrado de yacimientos, la construcción de la malla también es particularmente relevante ya que representa la fase en donde la estructura del yacimiento, en términos de geometría interna y externa, es transferida al modelo de simulación. Es aquí donde eventualmente se decide cual grado de simplificación puede ser aplicado a la descripción geológica sin comprometer la calidad de los resultados finales.

Varios tipos de mallas están normalmente disponibles para los geocientíficos, desde las mallas cartesianas convencionales, hasta las 3D y otras mallas hibridas más sofisticadas. En cualquier caso, la elección de la representación geométrica a ser utilizada debe dar cuenta a un número de características geológicas, dinámicas y numéricas.

CARACTERÍSTICAS GEOLÓGICAS.

Naturalmente existen con frecuencia yacimientos de hidrocarburos con un alto grado de complejidad geológica, tanto en estructura externa como en heterogeneidad interna. Para obtener resultados fiables, la malla de simulación debe reproducir adecuadamente tales características geométricas.

La frontera externa del yacimiento es el primer y más obvio elemento geométrico que ha de ser representado. El mallado debe abarcar la zona completa de hidrocarburos y también una parte lo suficientemente grande de la zona de agua, en caso de que exista un acuífero activo. En la ausencia de anisotropías en la permeabilidad dentro del yacimiento, las fronteras externas del yacimiento también definen la orientación principal del mallado.

Otro importante punto a considerar es la presencia de una compleja heterogeneidad interna en el yacimiento. Características estructurales como las fallas, ya sean sellantes o altamente permeables, deben ser representadas en el modelo y reproducidas cuidadosamente, si se busca una correcta distribución de fluidos en el yacimiento. En presencia de fallas inversas, se deben considerar el uso de sofisticadas técnicas de mallado, especialmente cuando la inclinación del plano de la falla es significativo.

Asimismo, en la dirección vertical, la presencia de extensas barreras laterales en el flujo debe ser modelada correctamente y la geometría del mallado debería estar conformada para representar tales heterogeneidades. Fronteras extensas en el yacimiento, superficies de flujo o lutitas fracturadas, definen unidades de flujo individuales y por lo tanto deberían estar individualmente modeladas como capas de simulación. Complejidades estratigráficas tales como capas “pinch-outs” también deberían ser representadas.

Fig. 1 – Capas verticales en un yacimiento estratigráficamente complejo

Un ejemplo interesante de un mallado de simulación geológicamente orientado es mostrado en la Fig. 1. Esta figura ilustra un modelo estratigráfico complejo, con presencia de truncamientos y secuencias “onlap” cuyo impacto sobre flujo se espera sea crucial. Para tener en cuenta de manera adecuada tales complejidades, se construyó una detallada escala vertical, con más de 40 capas.

La integración correcta del modelo geológico en la simulación numérica puede ser realizada solamente a través de una adecuada representación de la geometría externa e interna del yacimiento dentro del mallado de simulación. Simplificaciones excesivas fracasarían al reproducir las características relacionadas a la complejidad de la estructura de las unidades de flujo.

CARACTERÍSTICAS DINÁMICAS.

El análisis de la complejidad geológica del yacimiento provee algunos requerimientos básicos para la construcción de mallado, en la medida del grado de detalle asociado. Sin embargo, al reproducir correctamente el comportamiento del campo observado, también se deben considerar las características dinámicas, las cuales pueden indicar la necesidad de alguna modificación en el nivel de refinación en la malla de simulación. Actualmente, incluso en presencia de yacimientos relativamente homogéneos, algunas veces el mallado ha sido refinado para proveer una representación adecuada del flujo en el yacimiento, especialmente en el caso de flujos multifásicos.

En el plano XY, el grado de refinamiento del mallado depende en gran medida del número de pozos productores. Este es asume, generalmente, que al menos 2 o 3 celdas deben existir entre fronteras vecinas de pozos (posiblemente más entre parejas inyector-productor), para reproducir correctamente los procesos de desplazamiento, mientras se minimizan los problemas de dispersión numérica. En algunos casos, especialmente cuando los pozos no están localizados en patrones regulares, el refinamiento del mallado local puede ser aplicado en regiones alrededor de los pozos productores para mejorar el cálculo en dichas zonas.

Verticalmente, las capas de la malla deben ser lo suficientemente detalladas para poder reproducir procesos viscosos y gravitatorios relacionados, como por ejemplo la conificación del agua o influjos de gas. En el último caso, cuando se usa un mallado vertical tosco, la segregación del gas y esta migración a la parte estructural más alta del yacimiento no puede ser modelada correctamente, resultado así en una tergiversación de la relación gas-petróleo (RGP) de los pozos productores.

Fuente:

Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.

2009-05-17T13:26:00.000-04:30

Objetivo principal de Simulación de Yacimiento

• Construir un modelo del yacimiento y examinar su comportamiento en términos de producción y presión.

• Predecir comportamiento futuro.

• Encontrar maneras de incrementar el factor de recobro o recuperar los hidrocarburos mas económicamente (rentabilidad)

(Fuente: Teknica petroleum Services Ltd. Reservoir Simulation)

2009-05-17T13:12:00.001-04:30

¿Porqué simulación de yacimiento?

• La única manera de describir cuantitativamente el flujo multifásico en un yacimiento heterogéneo.

• La única manera de manejar situaciones teniendo un calendario de producción determinado no solo por propiedades de yacimiento, sino por demanda de mercado, precios y regulaciones gubernamentales.

(Fuente: Teknica Petroleum Services Ltd. Reservoir Simulation)

2009-05-17T12:59:00.002-04:30

¿Qué es simulación de yacimientos?

La palabra “simulación” fue definida por Webster y significa “asumir la apariencia de, fuera de la realidad”.

La simulación del comportamiento de un yacimiento de petróleo se refiere a la construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento supone la apariencia de un comportamiento real del yacimiento.

Hay dos tipos de modelos: modelos físicos y modelos matemáticos. Entre los varios tipos de modelos matemáticos y herramientas para analizar comportamiento de yacimientos, el simulador computacional de yacimiento es el mas complejo y sofisticado. Es ampliamente usado y se ha convertido en una parte integral de la ingeniería de yacimientos.

(Fuente: Teknica Petroleum Services. Reservoir Simulation)

2009-05-10T23:27:00.000-04:30

¿Qué es un Modelo Computacional?

El principal objetivo de un estudio de yacimiento es predecir el comportamiento de un yacimiento y encontrar formas y maneras de incrementar el factor de recobro. Ingenieros de yacimientos tratan con el yacimiento sobre promedios y no pueden contabilizar adecuadamente las variaciones en el tiempo y el espacio de parámetros del yacimiento y de los fluidos. La simulación de yacimientos por computadoras permite estudiar el yacimiento de una manera más detallada dividiendo el yacimiento en un numero de bloques (algunas veces pueden ser unos miles) y aplicando ecuaciones fundamentales para el flujo en el medio poroso de cada bloque. Programas de computadora digital que realizan los cálculos necesarios para hacer los estudios de modelos son llamados Modelos Computacionales. La tecnología de simulación de yacimientos esta siendo constantemente desarrollada. Esto ha permitido proponer nuevos modelos para esquemas de recobro más y más complejos.

(Fuente: Petroleum Reservoir Simulation. Khalid Aziz y Antonín Settari)

SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS. (Parte III)

2009-05-10T20:23:00.002-04:30

DISEÑO DEL MODELO DE SIMULACIÓN.

SELECCIÓN DEL TIPO DE SIMULADOR.

Diferentes tipos de simulador son usados para representar los mecanismos relacionados a diferentes tipos de yacimientos. La selección básicamente depende de la naturaleza original de los fluidos del yacimiento y el mecanismo de empuje o recobro predominante. Dejando a un lado los modelos químicos, los cuales son rara vez usados, los tipos básicos de simulador son los tan llamados black-oil, composicional y térmicos. Sus características son brevemente descritas a continuación:

Modelos Black-Oil. Este tipo de modelo isotérmico aplica a yacimientos que contiene las fases inmiscibles de agua, petróleo y gas. El modelo black-oil trata a los hidrocarburos como si tuviesen dos componentes, petróleo y agua con una ley de solubilidad del gas en la fase líquida simple y dependiente de la presión. No se permiten variaciones de las composiciones de gas o petróleo en función de la presión o el tiempo. Estos modelos pueden ser usados para reproducir varios mecanismos del yacimiento, incluyendo empuje por gas disuelto, capa de gas e influjo, inyección de agua e inyección de gas inmiscible. Ellos pueden tratar con variaciones verticales de las propiedades PVT, mediante la definición de una relación de saturación y gradiente de presión. Ellos también pueden tratar con variaciones laterales del PVT, a través de la definición de zonas de equilibrio.

Modelos Composicionales. En un modelo composicional e isotérmico, las fases de hidrocarburos están representadas por N componentes, cuya interacción es una función de la presión y composición y es descrita por alguna ecuación de estado. El número de componentes N de hidrocarburos usualmente está relacionado al detalle deseado de los resultados pero es con frecuencia limitado por el tiempo de computacional práctico y está normalmente entre 3 y 7. Los modelos composicionales se utilizan en los casos en donde las composiciones y propiedades de la fase de hidrocarburos varían significativamente con la presión por debajo del punto de burbuja o el punto de rocío. Aplicaciones típicas de estos modelos son el agotamiento de yacimientos volátiles y gas condensado, además de proyectos de inyección cíclica de dióxido de carbono.

Modelos Térmicos. Cuando la temperatura varía en el yacimiento, se debe usar un modelo térmico. En un modelo de este tipo, los componentes usuales el agua (ya sea en líquido o vapor) e hidrocarburos volátiles y pesados como fases. Las propiedades de interacción roca-fluido son caracterizadas como funciones de presión y temperatura. Estos modelos son usados para simular inyecciones cíclicas de vapor, flujo de vapor continuo o procesos más complejos como la combustión in situ.

Un último tipo de modelo a ser mencionado es el modelo “dual media” (matriz fracturada), donde la roca yacimiento es considerada como compuesta por dos redes interconectadas, la fractura y la matriz, cada una caracterizada con sus respectivas propiedades. Estos modelos son ejecutados bajos ambas formulaciones de black-oil y composicional, usando diferentes configuraciones llamadas porosidad dual y permeabilidad dual, dependiendo de si o no el flujo en la matriz es permitido explícitamente. Estos modelos son aplicados típicamente en el estudio de yacimientos fracturados naturalmente.

Fuente:

Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.