Simulacion Numerica Pozos Multi Later Ales

5/13/2018 Simulacion Numerica Pozos Multi Later Ales - slidepdf.com

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01/07/04



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CONTENIDO

OBJETIVO

SIMULACIÓN DE POZOS MULTISEGMENTO

MODELO DE SIMULACIÓN

ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS

CONCLUSIONES



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OBJETIVO

Analizar la simulación de Pozos Multilaterales con

las diferentes configuraciones mediante la opción

´Multisegment Wellµ que ofrece el Simulador

ECLIPSE® utilizando un modelo conceptual.



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DOS LATERALESOPUESTOS

LATERALES APILADOS

TIPOS DE POZOS MULTILATERALESTIPOS DE POZOS MULTILATERALES

POZO TENEDOR



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MODELO DE POZO MULTISEGMENTO

Nodo de

Cambio de

inclinación

de la tubería

Segmento

Nodo

Nodo

Nodos en las conexiones

de la malla

Nodos en las conexionesde la malla

Malla de simulaci ó n

Malla de simulación

Nodo de

uni ó n al

lateral

Nodo deuni ón al

lateral

Nodo de referencia en laPresi ó n de Fondo del Pozo

Nodo de referencia de laPresión de Fondo del Pozo

Segmento

Tope

El modelo de pozos multisegmento debe ser capaz de determinar lascondiciones de flujo en la tubería a lo largo del pozo y a su vez

considerar la pérdida de presión a lo largo de la tubería y a través de

controles de flujo.

ESTRUCTURA DE POZO MULTISEGMENTOUn modelo de pozos multisegmento se puede considerar como un

conjunto de segmento arreglados en una forma topológica de árbol.



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IntervaloPerforado

Nodo delsegmento

Malla de Simulación

Segmento

Posiciones de los nodos ² segmentosen las conexiones de la celda.



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a P f

P h

P n

P n P (((!

1

CÁLCULO DE LA CAÍDA DE PRESIÓN


5

2

f D

QLf Cf P

V!(

CAÍDA DE PRESIÓN POR FRICCIÓN

Cf: 2,956E-12en unidadesde campo

A

*Q*Q

Pent

entradaentradaTsalidasalidaT

a

¹ º

¸©ª

¨RR

!(

§yy

CAÍDA DE PRESIÓN POR ACELERACIÓN

QT: Flujo másico total. R: velocidad de flujo.



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MODELO DE POZO MULTISEGMENTOCOMPORTAMIENTO DE FLUJO DE FLUIDOS

)ncHnPcjH jP(pjMwjTpjQ !

donde:

Qpj: Es la tasa de flujo volumétrico de la fase p (petróleo, gas y agua) a

través de una conexión j, en condiciones de yacimiento (BY/D).Twj: Factor de transmisibilidad en la conexión (cp*BY/día*lpc).

Mpj: Movilidad de la fase en la conexión (cp-1).

P j: Presión en la celda de la malla que contiene la conexión (lpc).

Hcj: Presión hidrostática entre la profundidad de la conexión y laprofundidad del centro de la malla (lpc).

Pn: Presión en el nodo segmento n (lpc).

Hnc: Presión hidrostática entre el segmento n y la profundidad de la

conexión (lpc).

Pcelda

Pconexionn

Psegmento

Hcj

Hnc

COMPONENTES DEL GRADIENTE HIDROSTÁTICO



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POES9,013 MMBN

GOES3,221 MMMPCN

DENS. AGUA

63,02 lb/ft3

DENS. PETRÓLEO

45 lb/ft3

DENS. GAS

0,0702 lb/ft3

DX=DY=100·

DZ=20·

J = 20 %

2000 CELDAS

Kz = 5 md

Kx= Ky = 50 md

DxDy

Dz

Pi = 2800 lpca @ 7020 pies

MODELO DE SIMULACIÓN



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DEFINICIÓN DEL CASO BASE

El caso base es un pozo horizontal asimétrico en el mallado desimulación 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.

SENSIBILIDADES REALIZADAS AL CASO BASEVariación del diámetro de la tubería de producción.

Variación de la densidad del petróleo.

Variación del número de segmentos.

Estudio en la caída de presión cuando existen tres fases.

CONSTRUCCIÓN DE LOS POZOS MULTILATERALES Y LOS

POZOS HORIZONTALES EQUIVALENTES



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POZOS MULTILATERALES

POZO ALAS DE GAVIOTA

POZO APILADO POZO TENEDOR

POZO HORIZONTAL



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DOS HORIZONTALES OPUESTOS DOS HORIZONTALES APILADOS

TRES POZOS HORIZONTALES

POZOS HORIZONTALES EQUIVALENTES



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ANÁLISIS DE RESULTADOS

CASO BASE

(AÑOS)

( M P C N / B N )

( B N )

Comportamiento de la Producción de los Fluidos.

(AÑOS)

Tasas de Petróleo, Gas, Agua y Presión del yacimiento vs. Tiempo.

( M P C N / D )

SegmentoTope (1)

(2)(3) (4)

(5) (6) (7) (8) (9)SegmentoTope (1)

(2)(3) (4)

(5) (6) (7) (8) (9)

Vista Bidimensional del Pozo Horizontal



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ANÁLISIS DE RESULTADOS VARIACIÓN DEL DIÁMETRO DE LA TUBERÍA DEPRODUCCIÓN

CASO

DIÁMETROEXTERNO DEL

BRAZO

(PULGADAS)

DIÁMETROINTERNO DEL

BRAZO

(PULGADAS)BASE 3,5 3,0

1 1,315 1,049

2 2,875 2,065A los dos años.

0

200

400

600

800

1000

1200

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 30 25 75 100 100 100 100 75

Nº DE SEGMENTO (n)

LONGITUD DE SEGMENTOS (PIES)

T A S A D

E P

E T R O L E O (

B N P D )

Caso Base Caso 1 Caso 2

A los tres años.

0

200

400

600

800

1000

1200

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 30 25 75 100 100 100 100 75

N° DE SEGMENTO (n)

LONGITUD DE SEGMENTO (PIES)

T

A S A D

E P

E T R

O

L E O

( B

N P D )


A los cuatro años.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 30 25 75 100 100 100 100 75

N° DE SEGMENTO (n)LONGITUD DE SEGMENTO (PIES)

T A S A

D E

P E T R O L E O ( B N P D )




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0

20

40

60

80

100

120

140

160

180200

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 30 25 75 100 100 100 100 75N° DE SEGMENTO (n)


C

A

Í D

A D

E P

R

E S I Ó

N

( l p c a )


A los dos años.

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 30 25 75 100 100 100 100 75

N° DE SEGMENTO (n)


C

A

Í D

A D

E P

R

E S I Ó

N

( l p c a

)


A los tres años.

A los cuatro años.0

20

40

60

80

100

120

140

160

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 30 25 75 100 100 100 100 75

N° DE SEGMENTO (n)


C

A Í D

A D

E P

R

E S I Ó

N

( l p c a )


VARIACIÓN DEL DIÁMETRO DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN



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NOMBRE DELCASO

DENSIDAD(LB/PC)

Caso Base 45

3 59,31

4 60,25

VARIACIÓN DE LA DENSIDAD DEL PETRÓLEO

(AÑOS)(AÑOS)

Tasa de petróleo y producción acumulada de petróleo vs. Tiempo.(AÑOS)

Relación Gas-Petróleo instantánea vs. Tiempo.



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480

490

500

510

520

530

540

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 25 50 75 100 100 100 100 75

N° DE SEGMENTO


P R

E S I Ó

N D

E C

A D

A S

E G M

E N

T O

( P S I A )

C ASO 3 C ASO 4 C ASO B ASE

(3 años).

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

18002000

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 25 50 75 100 100 100 100 75

N° DE SEGMENTO

LONGITUD D E SEGMENTO (PIES)

P R

E S I Ó

N

D

E S

E G M

E N

T O

( P S I A )

C ASO 3 C ASO 4 C ASO B ASE

(2 años).

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

1 2 3 4 5 6 7 8 9

0 25 50 75 100 100 100 100 75

N° DE SEGMENTO


P R E S I Ó N D

E S

E G M

E N

T O (

p s i a )

Caso 3 Caso 4 Caso Base

(6 meses).

VARIACIÓN DE LA DENSIDAD DEL PETRÓLEO



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CASONº DE

SEGMENTOS

RANGO DELONGITUD DE LOS

SEGMENTOS(PIES)

BASE 9 25-100

5 45 12-18

6 89 6-9

VARIACIÓN DEL NÚMERO DE SEGMENTOS

1700

1710

1720

1730

1740

1750

1760

1770

0 20 40 60 80 100

Nº DE SEGMENTO

P R E S I Ó N D

E S

E G

M

E N T O (

P S I A )

C ASO N=45 C ASO B ASE C ASO N=89

Presión de Segmento vs. Número de segmento (año 2). TIEMPO (AÑOS)

T C

P U ( S E G U N D O S )

Tiempo de CPU vs. Tiempo Real.

ESTUDIO CUANDO EXISTEN TRES FASES

(AÑOS)

Tasas de petróleo, gas y agua del caso base y 7 vs. Tiempo.



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TIEMPO (AÑOS)

Relación Gas-Petróleo y presión de los caso base y 7 vs. Tiempo.

(AÑOS)

Caídas de presión por segmento vs.Tiempo para el caso 7.

(AÑOS)

Caída de presión por segmento vs.Tiempo del caso base.

ESTUDIO CUANDO EXISTEN TRES FASES



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ANÁLISIS DE RESULTADOSCOMPARACIÓN ENTRE EL POZO APILADO CON SUS EQUIVALENTES

POZOS HORIZONTALES.

COMPARACIÓN ENTRE EL POZO TENEDOR CON SUS EQUIVALENTES

POZOS HORIZONTALES.

(AÑOS)

Potencial del pozo vs. Tiempo. (caso A y B)

COMPARACIÓN ENTRE EL POZO ALAS DE GAVIOTA CON SUS

EQUIVALENTES POZOS HORIZONTALES OPUESTOS.

Potencial del pozo vs. Tiempo. (Casos C y D)

(AÑOS) P O T E N C I A L D

E

P R O D U C C I Ó N

D E P E T R Ó L E O (

B N P D )

(AÑOS) P O T E N C I A L D

E P R O D U C C I Ó N

D E P E T R

Ó L E O (

B N P D )

Potencial del pozo vs. Tiempo. (Casos E y F)



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Un modelo de pozo multisegmento es aplicable para generar pozos

de nueva tecnología. Éste puede determinar las tasas de fluidos y las

caídas de presión a través del pozo.

Los pozos multisegmento requieren más iteraciones para que la

solución de las ecuaciones converja en el cálculo de las tasa de flujoy de caídas de presión que un pozo convencional.

La densidad es un parámetro secundario que no afecta mayormente

la caída de presión por fricción en la tubería de producción.

La productividad obtenida con los pozos multilaterales es menor que con sus equivalentes pozos horizontales opuestos.

CONCLUSIONES



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Cuando se tienen tuberías de producción de diámetro pequeño esnecesario tomar en cuenta las caídas de presión que ocurren en la

misma, para obtener los valores correctos de las tasas de producción

y presión de fondo fluyente.

En el caso con acuífero activo, se presentaron caídas de presión

mayores en los segmentos que se encuentren en la sección vertical

del pozo. En dicho caso se pudo obtener un mantenimiento de la

presión, una producción de petróleo mayor y una relación gas

petróleo menor, que en el caso base.

En la sensibilidad con respecto al número de segmentos, unrefinamiento no proporciona más ventajas en los casos estudiados.

CONCLUSIONES



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VENTAJAS

POZOSMULTILATERALES

DESVENTAJAS


Reducen los costos de perforación de pozos.

En campos que no son viables con perforación convencional,pueden ser viables usando tecnología multilateral.

Reducen costo de capital, el número de localizaciones en

superficie.

Incrementan la exposición del yacimiento para estrategias de

producción e inyección.

Incrementan la conectividad areal entre las capas de yacimientos

aislados y zonas fracturadas dentro de la formación del yacimiento.

VENTAJAS



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Mejoran el área de drenaje para reducir efectos de conificación,

reducir el arenamiento, incrementar la eficiencia vertical y horizontal.

Ofrecen más eficiencia en la explotación de yacimientos con

características geológicas complejas.

Mejoran la producción de yacimientos en zonas de petróleo

delgadas.

DESVENTAJAS

Incrementan el costo en comparación con un pozo convencional.

Exigen mayor esfuerzo de planificación con respecto a pozosconvencionales.

Corren mayor riesgos en la instalación de las juntas multilaterales.

Pueden tener problemas durante la fase de producción de los pozos.

Son susceptibles a los riesgos de pérdida parcial o total del pozo.



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Celdas de laMalla

Segmentos

Conexionesde Flujos

Trayectoria de flujo de los segmentos.



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ggwwooT Q*Q*Q**614,5Q V V V!

y

LAS CONDICIONES DE FLUJO EN CADA SEGMENTO

FLUJO MÁSICO TOTAL



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FACTOR DE FRICCIÓN DE FANNING

Re

f

!

PARA FLUJO LAMINARRe<2000

¹¹

º

¸

©©

ª

¨¹ º

¸©ª

¨!

9 /10

10D7.3

e

Re

9.6log6.3

f

1

PARA FLUJO TURBULENTORe>4000

D

QCRe r

!

NÚMERO DE REYNOLDS

Cr :0,1231



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COMANDOS UTILIZADOS EN LA DEFINICIÓN DEL MODELODE POZO MULTISEGMENTO

WSEGDIMS .- Suministra la información al simulador sobre el máximo

número de pozos multilaterales, de segmento por pozo y de brazos por

pozo a ser manejados en el modelo.WELSPECS .- Con este comando se indica al simulador en qué celdas se

encuentra ubicado el pozo.

COMPDAT .- Indica al simulador en qué celda está completado el pozo.

WELSEGS .- Define la estructura de los segmentos de un pozo.COMPSEGS .- Define la localización de las conexiones de las celdas

dentro del pozo.

WCONPROD.- Permite definir las restricciones de flujo que pudieran

presentarse en el pozo.



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CONCEPTOS BÁSICOSSIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTO

Consiste en la elaboración de un modelo que permita

representar de la manera más fidedigna posible los

diferentes eventos y propiedades que caracterizan a un

yacimiento con el propósito de evaluar el comportamientoactual y futuro del mismo y así tomar decisiones

acertadas acerca de su explotación.

MODELAJE DE LOS POZOS

POZOS VERTICALES

POZOS HORIZONTALES


POZO MULTILATERAL



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OBJETIVOS ESPECÍFICOSIdentificar las diferentes formulaciones de pozos

convencionales y no convencionales implantadas en elsimulador ECLIPSE®.

Analizar y comprender el uso de las diferentes

configuraciones de pozos multilaterales y la manera desimularlos.

Describir detalladamente la formulación de pozos

multilaterales implantadas en este simulador.

Detectar las fortalezas y debilidades de la formulación´Multisegment Well µ del ECLIPSE® mediante el análisis de

sensibilidad a diferentes parámetros.



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Mejorar la visualización de los pozos en la próxima versión de

ECLIPSE, ya que no se puede visualizar la estructura real de los

pozos multilaterales, aunque sí representa fielmente las

propiedades del yacimiento y de los fluidos.

Considerar las caídas de presión para diámetros pequeños detubería de producción para tener resultados más exactos de lastasas de producción y las presiones de fondo.

Simular los pozos multilaterales con la opción de Multisegment

Well para obtener mejores resultados en las predicciones dedichos pozos.

Mejorar la forma de modelar los segmentos cuando se desean deigual longitud.

RECOMENDACIONES



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