Ejemplo Flujo Mbal Prosper GAP

Modelaje Integral

Construcción de un modelo prototipo Subsuelo – Pozo – Superficie

Flujo de trabajo Mbal – Prosper - GAP

Ejemplo 1 (Campo Nuevo):

Información disponible:

1. PVT pozo descubridor.2. Información de campos vecinos.3. Prueba de presión extendida (K, S, Presión inicial del yacimiento. La prueba reflejo un borde de presión constante (Soporte de energía, Acuífero).4. Evaluación petrofísica del pozo descubridor.5. Se dispone de un análisis nodal cotejado con los registros de presión dinámica actual y pruebas medidas en campo.6. El pozo fluye a una batería de separación ubicada a 15 Km de distancia.

Se requiere:1. Construir un modelo integral subsuelo pozo superficie (Modelo Prototipo).2. Calcular los pronósticos de producción de forma probabilística.3. Desarrollar un plan de explotación para el campo y determinar los perfiles probabilísticos

de producción.


Construcción del Modelo Yacimiento


Construcción del modelo Yacimiento:


Carga de Datos PVT


Para la los parámetros (Pb, Rs, Bo):

Seleccionar aquella correlación cuyo Parametro-1 sea cercano a 1 (Menor desviación del error). Corroborar

su ajuste de forma visual, revisado el ajuste obtenido en cada experimento.


Para la Viscosidad del Aceite:

Seleccionar aquella correlación cuyo Parametro-1 sea cercano a 1 (Menor desviación del error).


Selección final


Ajuste de experimentos por correlación

0 2000 4000 6000 80000

750

1500

2250

3000

Gas Oil Ratio

Pressure (psig)

Gas Oil Ratio (scf/STB)

Options SummaryFluid:OilMethod:Black Oil

Separator:Single-Stage

PVT Input DataForm. GOR: 2683.150 (scf/STB)Oil Grav: 40.850 (API)Gas Grav: 0.775 (sp. gravity)

Temperature (deg F)

1 309.021

0 2000 4000 6000 80001

1.5

2

2.5

3

Oil FVF

Pressure (psig)Oil FVF (RB/STB)

Options SummaryFluid:OilMethod:Black Oil

Separator:Single-Stage

PVT Input DataForm. GOR: 2683.150 (scf/STB)Oil Grav: 40.850 (API)Gas Grav: 0.775 (sp. gravity)

Temperature (deg F)

1 309.02

1


Se exporta el archivo PVT para ser utilizado en PROSPER


Datos generales del Yacimiento


Definición del Acuífero

La prueba de presión reflejo un borde de presión constante, por lo que se supone un soporte de energía.


Definición del Acuífero


Fuente: Información de campos vecinos.

Compresibilidad de la roca


Curvas de Permeabilidad Relativa

Fuente: Información de campos vecinos.


0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

0.25

0.5

0.75

1

0

0.25

0.5

0.75

1

Relative Permeabilities

Water Saturation (fraction)

Oil Relative Perm. (fraction)

Water Relative Perm. (fraction)KroKrw

0 0.2 0.4 0.6 0.8 10

0.25

0.5

0.75

1

0

0.25

0.5

0.75

1

Relative Permeabilities

Gas Saturation (fraction)

Oil Relative Perm. (fraction) Gas Relative Perm. (fraction)

KroKrg

Curvas de Permeabilidad Relativa


Revisión del Modelo Pozo


Se dispone de un análisis nodal cotejado con los registros de presión dinámica actual y pruebas medidas en campo.


Revisión de los Datos PVT


Datos exportados desde el modelo de balance de materia.


0 200 400 600 8000

0.7

1.4

2.1

2.8

PVT - Plot ( 06/26/11 18:49:24)

Pressure (Kg/cm2 g)

Oil

FV

F (

m3/

m3)

OPTIONS SUMMARY

FieldFluid Oil

PVT Method Black OilEquation Of State

Separator Single-StageEmulsions No

Hydrates Disable WarningWater Viscosity Use Default Correlation

Water Vapour No CalculationsViscosity Model Newtonian Fluid

PVT INPUT DATA

Solution GOR475.45 (m3/m3)Oil Gravity40.85 (API)

Gas Gravity0.7752 (sp. gravity)Water Salinity2000 (ppm)

Mole Percent H2S0 (percent)Mole Percent CO21.31 (percent)

Mole Percent N20.83 (percent)Pb, Rs, Bo CorrelationLasater

Oil Viscosity CorrelationPetrosky et alPVT MatchedYes

Use TablesNo

Temperature

0 153.90 (deg C)0

0 200 400 600 8000

200

400

600

800

PVT - Plot ( 06/26/11 18:50:02)

Pressure (Kg/cm2 g)

Gas

Oil

Rat

io (

m3/

m3)

OPTIONS SUMMARY

FieldFluid Oil

PVT Method Black OilEquation Of State

Separator Single-StageEmulsions No

Hydrates Disable WarningWater Viscosity Use Default Correlation

Water Vapour No CalculationsViscosity Model Newtonian Fluid

PVT INPUT DATA

Solution GOR475.45 (m3/m3)Oil Gravity40.85 (API)

Gas Gravity0.7752 (sp. gravity)Water Salinity2000 (ppm)

Mole Percent H2S0 (percent)Mole Percent CO21.31 (percent)

Mole Percent N20.83 (percent)Pb, Rs, Bo CorrelationLasater

Oil Viscosity CorrelationPetrosky et alPVT MatchedYes

Use TablesNo

Temperature

0 153.90 (deg C)

0



Parámetros de la Tubería


Curva de Afluencia / Oferta (Inflow Performance Relationship)


Datos Dinámicos de la Prueba de producción


0 3000 6000 9000 120000

200

400

600

800

IPR plot Vogel (A-1 03/28/11 21:47:59)

Rate (STB/day)

Pre

ssure

(K

g/c

m2 g

)

AOF : 9305.0 (STB/day)

Formation PI : 1.77 (STB/day/psi)

Estimación del índice de productividad (IP)


Curva de Efluencia / Demanda (Outflow)


80 160 240 320 4008000

6000

4000

2000

0

Pressure V Measured Depth (A-1 03/28/11 21:59:29)

Pressure (Kg/cm2 g)

Bot

tom

Mea

sure

d D

epth

(m

)

Petroleum Experts 4 1.01 1.04

PVT Method Black OilFluid Oil

Flow Type TubingWell Type Producer

Artificial Lift NoneLift Type

Predicting Pressure and Temperature (on land)Temperature Model Rough Approximation

Company PEMEXField NEW_FIELD

LocationWell A-1

AnalystDate 01/01/11 08:09:56First Node Pressure 103.00 (Kg/cm2 g)

Bottom Measured Depth 5790.0 (m)Bottom True Vertical Depth 5573.0 (m)

Surface Equipment Correlation Beggs and Brill

First Node 1 Xmas Tree 0 (m)Last Node 14 Casing 5790.0(m)


Calculo del punto de operación actual (Intercepción IPR/VLP)


0 3000 6000 9000 120000

200

400

600

800

VLP/IPR MATCHING (A-1 03/28/11 22:14:26)

Liquid Rate (STB/day)

Pre

ssur

e (

Kg/

cm2

g)

LIQUID RATE (STB/day)Measured Calculated % Difference

1 3559.0 3559.1 0.0030046

BOTTOM HOLE PRESSURE (Kg/cm2 g)Measured Calculated % Difference

1 393.00 393.01 0.00082988

1

1

Calculo del punto de operación actual (Intercepción IPR/VLP)


Construcción de la Red de Superficie



Incorporación del modelo Tanque (Yacimiento)


Incorporación del modelo Pozo


Generar la Curva de afluencia IPR


Asignación de las curvas de Kr


Generar la Curva de demanda (VLP)


Definición de la red de superficie


Modelo Prototipo Subsuelo – Pozo - Superficie


Se resuelve la red


Se definen las condiciones dinámicas del separador


Modelo Prototipo Subsuelo – Pozo - Superficie


Corrida de Predicción


Visualización de resultados a nivel Yacimiento


Factor de Recuperación (FR) y Presión de Yacimiento (Pr)


Mantenimiento de la RGA. Para el periodo evaluado, el yacimiento aun se encuentra en

condiciones sub-saturadas (Pr > Pb). Al 2031: Pr: 6660 psi (Pb: 5164 psi).

RGA Producido y Presión de Yacimiento (Pr)


Visualización de resultados a nivel Superficie


Gasto de Aceite y Corte de Agua

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