N@Plus 2015

PREDICCION del COMPORTAMIENTO DE RESERVORIOS

PREDICCION del COMPORTAMIENTO PREDICCION del COMPORTAMIENTO DE DE RESERVORIOSRESERVORIOS

Ing. Nelson Cabrera Maráz, Mscroneven@cotas.com.bo

UAGRM-INGPETN@Plus 2016

Simulación Matemática de Reservorios

2N@

Plus

2016

Predicción y comportamiento del reservorio

Parte I

Mecanismos de producción Natural

Reservas

Método Volumétrico

Método de Curvas de declinación

Método Balance de Material

Simulación Matemática

3N@

Plus

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La actividad mayor del manejo de reservorio, incluye:• EstimaciEstimacióón del hidrocarburo originaln del hidrocarburo original en sitio.• AnAnáálisis del comportamientolisis del comportamiento pasado y presente del reservorio.• PredicciPrediccióón del comportamiento futuron del comportamiento futuro bajo las condiciones prevalecientes en el reservorio (estimación de las reservas y promedios de recuperación)• Adicionalmente, estimaciestimacióón de reservasn de reservas y de promedios de recuperación bajo otros métodos diferentes a los conocidos.• ActualizaciActualizacióón perin perióódicadica de los datos durante la vida del reservorio.

Introducción

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Plus

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El rendimiento primario de los reservorios de petróleo y gas está determinado por la viscosidad natural, la gravedad y las fuerzas capilares. Esto, está caracterizado por las variaciones en la presión del reservorio, caudales de producción, relaciones gas-petróleo y agua-petróleo, inundación de agua del acuífero y la expansión de la capa de gas.Los factores que influyen en el comportamiento del reservorio son las características geológicas, las propiedades de la roca y del fluido, mecanismo de flujo de fluido y las facilidades de producción.

Mecanismos de producciMecanismos de produccióón naturaln natural

5N@

Plus

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Los mecanismos de producción natural influyen en el comportamiento primario del reservorio:

RESERVORIOS DE PETROLEO:• Expansión de la roca y del fluido (A-B)• Gas en Solución (B-C)• Empuje de agua • Segregación Gravitacional• Mecanismos combinados

RESERVORIOS DE GAS:• Agotamiento o expansión del gas (D-E-F)• Empuje de agua• Mecanismos combinados

Mecanismos de producciMecanismos de produccióón naturaln natural

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Comportamiento de fase de hidrocarburos

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Plus

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Reservorios de Hidrocarburos

8N@

Plus

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Influencia de los mecanismos productores sobre la presiInfluencia de los mecanismos productores sobre la presióón n y eficiencia de recuperaciy eficiencia de recuperacióón del reservorion del reservorio

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Plus

2016Características de los diversos mecanismos de producción

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Plus

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La reserva de hidrocarburos o "reserva" se define como los hidrocarburos económicamente recuperables en el futuro de un reservorio. La recuperación final está dada por:

UR = OHCIP x UR = OHCIP x ErEr

Donde:UR = Recuperación FinalOHCIP = Hidrocarburo original en sitioEr = Eficiencia de Recuperación

Entonces, considerando la producción previa,

Reserve = UR Reserve = UR –– QpQp

Donde Qp = Producción acumulada

Las reservas son clasificadas como probadas, probables y posiblesdependiendo de la certeza técnica y económica, con los que es posible la recuperación.

Reservas

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Plus

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La explotación de las reservas se atribuye a los procesos de recuperación primaria, secundaria o terciaria. Las reservas cambian debido a la producción adicional y también debido a cualquier revisión de la producción final.

Reservas

Reserva = ProducciReserva = Produccióón Futura =n Futura =RecuperaciRecuperacióón Econn Econóómica Final mica Final –– ProducciProduccióón Acumuladan Acumulada

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Las técnicas para la estimación de reservas son:

• Volumétrico (Hidrocarburo original en sitio)• Curvas de Declinación (Reservas y recuperación final)• Balance de Material (Hidrocarburo original en sitio y mecanismo de recuperacion)• Simulación Matemática (Hidrocarburo original en sitio, reservas, recuperación final y rendimiento en varios escenarios)

Análisis del comportamiento del reservorio

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Plus

2016Comparación del análisis del rendimiento y las técnicas de estimación de reservas

14N@

Plus

2016 El volumen es determinado a partir del mapa isópaco del reservorio, la porosidad

promedio, la saturación del petróleo son extraídos de los registros de pozos y análisis de núcleos, el factor Boi de pruebas de la laboratorio y de correlaciones.

Método Volumétrico

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Método Volumétrico

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Método Volumétrico

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Cuando existen suficientes datos de producción y disminución de la producción, las curvas del historial de producción de pozos individuales y los datos del campo, pueden extenderse con la finalidad de estimar el rendimiento futuro.Existen dos suposiciones muy importantes que se usan en el análisis de curvas de declinación:

- Suficientes datos para establecer el rendimiento de producción y disminución de la tasa-Todos los factores que afectaron a la curva en el pasado siguen siendo eficaces a través de la vida productiva del reservorio.

Muchos factores, tales como prorratear, cambios en los métodos de producción, reparación, tratamiento de pozos, las interrupciones de la tubería y condiciones climáticas y de mercado, influyen en las tasas de producción y, en consecuencia, afectan a las curvas de declinación. Por lo tanto, se debe tomar cuidado en la extrapolación de las curvas de producción en el futuro.

Curvas de Declinación

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Plus

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Curvas de Declinación para reservorios de petróleo

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Plus

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Curvas de Declinación para reservorios de petróleo

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Curvas de Declinación para reservorios de petróleo

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Tipos de curvas:Tipos de curvas:1. Exponencial, donde la declinación es un %

constante2. Harmónica, donde la declinación es proporcional

a la tasa3. Hiperbólica, donde la declinación es proporcional

a la fracción de n

DefiniciDefinicióón:n:D = Tasa de DeclinaciónK = Constanten = exponentet = Tiempo, día, mes o añoq = tasa de producción (Bbls por día, mes o año)Q = Producción acumulada

Curvas de Declinación

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Declinación exponencial o constante

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Declinación Hiperbólica

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Declinación Harmónica

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La ecuación o Método de Balance de material es la herramienta básica de la ingeniería de reservorios, la cual es usada para examinar el comportamiento pasado y predecir el rendimiento futuro del reservorio.

El balance de material para reservorios de petróleo y de gas es utilizado para lo siguiente:

• Comparación histórica del rendimiento• Estimación de los hidrocarburos original en el sitio• Predicción del comportamiento futuro

Método Balance de Material

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Balance de Material en un espacio poral ocupado por un Volumen original de petróleo

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La ecuación general de balance material para reservorios de petróleo:

F = N (Eo + mEg + Efw) + We

Donde:F = Producción de petróleo, agua o gas, rbN = Petróleo original en sitio, stbEo = Expansión del petróleo y gas original en solución, rb/stbm = Volumen inicial capa de gas, fracción del volumen inicial de petróleoEg = Expansión de la capa de gas, rb/stbEfw = Expansión del agua connata y reducción del espacio por la producción, rb/stbWe = Agua natural influjo acumulada, rb

Reservorios de Petróleo

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La ecuación general de balance material para reservorios de gas:

F = G (Eg + Efw) + We

Donde:F = Producción de petróleo, agua o gas, rbN = Gas original en sitio, scfEg = Expansión de gas, rb/scfEfw = Expansión del agua connata y reducción del espacio por la producción, rb/stbWe = Agua natural influjo acumulada, rb

Reservorios de Gas

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Los simuladores de reservorios son usados para estudiar el comportamiento del reservorio y determinar el mejor método para la explotación de los hidrocarburos. Los simuladores son usados para desarrollar un plan de manejo del reservorio, monitorear y evaluar el comportamiento durante la vida productiva del reservorio, la cual se inicia con la exploración y descubrimiento, seguido por la delineación, desarrollo, producción y finalmente el abandono.

Simulación Matemática

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La simulación numérica está basada en los siguientes conceptos:-Principios del balance de material-Heterogeneidad del reservorio-Dirección del flujo-Flujo de las fases-Distribución espacial de los pozos

Un simulador de reservorio incorpora detalle del manejo de pozos:-Localización de los pozos de producción e inyección-Completaciones-Caudales o presión de fondo de pozo

El fluido de la fase puede ser:-Simple (petróleo o gas)-Dos fases (petróleo y gas, o petróleo y agua)

Simulación Matemática

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La dirección de flujo puede ser:. 1-Lineal o radial, una sola dirección. 2-Areal, cross-sectional o radial cross-sectional. 3-Dimensional X-Y-Z dirección

Modelos típicos de simulación:- Tank,1-D, 1-D radial- Cross-sectional, areal- Radial cross-sectional, 3-D

Ecuaciones del flujo de fluido:-Ley de conservación de masa-Ley de flujo de fluido (Darcy)-Comportamiento PVT de los fluidos

Simulación Matemática

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Los simuladores de reservorios, se clasifican en cuatro categorías que son gobernados por los mecanismos de flujo:

BLACK OIL Flujo de fluidoCOMPOSITIONAL Flujo de fluidoTHERMAL Flujo de fluido y flujo de calorCHEMICAL Flujo de fluido

Dispersión, transporte de masaAbsorción y particionamiento

Simulación Matemática

N@Plus 2015

Parte IIPREDICCION Y COMPORTAMIENTO

DEL RESERVORIO

Parte IIParte IIPREDICCION Y COMPORTAMIENTO PREDICCION Y COMPORTAMIENTO

DEL RESERVORIODEL RESERVORIO

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2016

PRONOSTICOPRONOSTICO: Es un proceso de estimación de un acontecimiento futuro proyectando datos del pasado. Estos, se combinan sistemáticamente en forma predeterminada para hacer una estimación del futuro.

PREDICCIONPREDICCION: Es un proceso de estimación de un suceso futuro basándose en consideraciones subjetivas diferentes a los simples datos provenientes del pasado; estas consideraciones subjetivas no necesariamente deben combinarse de una manera predeterminada.

Introducción

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CARACTERIZACION DE YACIMIENTOSCARACTERIZACION DE YACIMIENTOS: Es el manejo y análisis de los datos del yacimiento con el fin de obtener una descripción detallada, que permita obtener sus reservas de manera rentable.

RESERVASRESERVAS: Es el volumen total en hidrocarburos existente en el yacimiento, que es independiente del tipo de desarrollo del área o de los medios utilizados para su recuperación.

PRONOSTICO DE PRODUCCIONPRONOSTICO DE PRODUCCION: Es la habilidad de predecir el comportamiento y el rendimiento futuro de la producción como una función del tiempo.(Producción histórica, declinación del campo, presión inicial, numero de pozos productores, capacidad de entrega, pruebas isocronales, flujo tras flujo, tiempo, ingresos del pronostico)

Introducción

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PRONOSTICO RAZONABLEPRONOSTICO RAZONABLE: Indica un alto grado de confianza en las predicciones de los eventos y las condiciones comerciales futuras. La base de dichos pronósticos incluye, pero no está limitada al análisis de registros históricos y modelos económicos globales publicados.

Introducción

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Históricamente la predicción del comportamiento de yacimientos de gas condensado ha sido muy difícil a los cambios de fases que frecuentemente ocurren en estos yacimientos, tales como, condensación retrograda a presiones por debajo de la presión de rocío y la revaporización del condensado retrogrado a bajas presiones.Dependiendo de las características del yacimiento, se recomienda el uso de SIMULADORES COMPOSICIONALES cuando el yacimiento es grande y se tiene buena información sobre las propiedades de la roca y de fluidos, o de MODELOS ANALITICOS sencillos cuando el yacimiento es pequeño y no se dispone de la información necesaria para hacer un estudio.Los modelos analíticos frecuentemente utilizados en la industria petrolera son: Método de declinación de presión, Predicción en base a pruebas PVT, Balance de materiales composicional y Correlaciones obtenidas en base a datos de campo.

AnAnáálisis del comportamiento del reservoriolisis del comportamiento del reservorio

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Los yacimientos se clasifican de acuerdo a su comportamiento físico:YACIMIENTOS SUBSATURADOSYACIMIENTOS SUBSATURADOS: Son aquellos cuya presión inicial es mayor que la de rocio (Pi > Proc). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa con deficiencia de liquido en solución. Durante el agotamiento de presión, la composición de gas condensado permanece constante hasta alcanzar la presión de rocío, lo mismo la RGC en superficie.YACIMIENTOS SATURADOSYACIMIENTOS SATURADOS: La presión inicial es igual a la presión de rocío (Pi=Proc). La mezcla se encuentra inicialmente en fase gaseosa en equilibrio con una cantidad infinitesimal de liquido. Tan pronto disminuye la presión del yacimiento ocurre formación de liquido, que se llama condensado retrogrado.

ClasificaciClasificacióón de los yacimientosn de los yacimientos

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YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON CONDENSACION YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO CON CONDENSACION RETROGRADA EN EL YACIMIENTO:RETROGRADA EN EL YACIMIENTO: Estos yacimientos se caracterizan por la formación de condensado retrógrado en el yacimiento al caer la presión por debajo de la presión de rocío. Debido a que los primeros componentes que se condensan son los menos volátiles (mas pesados), el rendimiento de liquido (BN/MMPCN gas de separador) de la mezcla de hidrocarburos producida disminuye con tiempo.YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO SIN CONDENSACION YACIMIENTOS DE GAS CONDENSADO SIN CONDENSACION RETROGRADA EN EL YACIMIENTORETROGRADA EN EL YACIMIENTO: La presión de estos yacimientos se mantiene igual o superior a la presión de rocío, no ocurre condensación retrograda en el yacimiento. La composición de la mezcla de hidrocarburos producida no varía y el rendimiento de liquido en superficie permanece aproximadamente constante.

ClasificaciClasificacióón de los yacimientosn de los yacimientos

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Comportamiento de fase de hidrocarburos

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Comportamiento de fase de hidrocarburos

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Balance de Material en un espacio poral ocupado por un Volumen original de petróleo

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Caso EstudioEstimación de Reservas

Caso EstudioCaso EstudioEstimaciEstimacióón de Reservasn de Reservas

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El calculo de Volúmenes In Situ es muy importante, da una idea general de la reserva disponible en el yacimiento, conociendo esta reserva, se puede saber hasta cuando un reservorio es económicamente rentable para explotarlo, de ahí la importancia de tener valores precisos.

La confiabilidad de los volúmenes in-situ determinados es importante ya que de ello depende mucho la ejecucila ejecucióón de un proyecto o n de un proyecto o no, para poder definir las inversionesno, para poder definir las inversiones

Introducción

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Compañía: OILCOMPANY INC.Campo: ETON DE CRETAReservorio: YANTATA

ObjetivoObjetivo:Estimar los volúmenes in situ (N y G), el factor de recuperación (FR) y las Reservas potenciales recuperables (EUR) para el reservorio YANTATA.

Supuestos

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Estimación Volumétrica

Campo: ETON DE CRETAYacimiento: Yantata

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Mapa al tope formación Yantata

Área y Volumen

-3110 mssÁrea

(Acres)Volumen

(Acres Pie)

Yantata: 578,6 71699

Estimación Volumétrica

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Yantata

NTG 85%Porosidad 19%Sw Inicial 32%

Estimación Volumétrica

Bubble - Point: 2150 psi

GOR: 615 scf/bbl

Bo: 1.3836

Temperatura Yacimiento 208 F

API: 44.2

Gas gravity: 0.76

Viscosidad: 0.498 Cp

ValoresValores PetrofisicosPetrofisicos

Black Oil Subsaturado

Propiedades de losPropiedades de losFluidosFluidos

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Volumen y espesores

%85*53430Re PieAcresVolNet −=

PieAcresVolNet −= 5.45415Re

ajeAreadeDrensVolNet Re

=

5785.45415

=

Para el espesor se realizaron las siguientes consideraciones:Volumen = 53430 Acre-Pie, Net To Gross = 85%,

Average Pay Thickness

Average Pay Thickness

AVERAGE PAY THICKNESS = 78.57 Pie.

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Volúmenes En – Sitio

El cálculo de los volúmenes En – Sitio se ha efectuado mediante cálculos volumétricos de la formación productora Yantata.

Para la realización de estos cálculos se ha tomado como base el Mapa al tope formación Yantata.

La determinación de los espesores de la formación se realizo basándose en el análisis de los registros de pozo y en los registros de sísmica.

Cálculos

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CCáálculo del VOES (N)lculo del VOES (N)

Cálculos

( )o

SwANβφ −×××

=17758

( )

STBRBftacresN

3836.1

32.01192.0785787758 −×××=

Reemplazando los datos en la ecuación:

MMBblsN 33=

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Gas Disuelto (G)Gas Disuelto (G)Se obtuvo el gas disuelto se considero un Rsi de 569 SCF/Bbls, el cual fue extraído del estudio PVT sobre una muestra tomada en uno de los pozos:

G = N * Rsi

Cálculos

Reemplazando los datos en la ecuación:

BblsSCFMMBblsG 56933 ×=

G = 18777 MMSCF

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Volúmenes In Situ

YANTATA

VOLUMENES Oil (MMBbls) 33

EN SITIO Gas (MMscf) 18777

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Calculo del factor de Recuperación (FR)

La metodología empleada para calcular el factor de recuperación ha tenido en cuenta cada una de las características que presenta el yacimiento Yantata como ser:

•La presión original del yacimiento (4691 psi) se sitúa muy por encima del punto de burbuja (2150 psi), •Existencia de suficiente permeabilidad la cual permite el movimiento del agua (por lo menos 50 md), •A medida que el tiempo transcurrió la producción de agua se incremento.

Basadas en cada una de estas características se identifica al yacimiento Yantata como un yacimiento con empuje de agua.

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Plus

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Valores PVT para la formación Yantata

Valores PVT YANTATA

Porosidad, fracción 0,2Soi, fracción 0,32Bob, bbl/sbbl 1,368Boi, bbl/sbbl 1,526k absoluta, D 0,064Uoi, cp 0,6Uwi, cp 0,00038Swi, fracción 0,32Pb, Psig 2150P. abandono, Psig 1000P. Inicial, Psig 4691

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Calculo del factor de Recuperación (FR)

Se obtuvo el factor de recuperación reemplazando en la ecuación, la cual es para yacimientos con empuje de agua

( ) ( ) 2150.0^100021501902.0^37.0077.0^

60.000038.0064.00422.0^

3836.137.01898.54 −⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛−⎟

⎠⎞

⎜⎝⎛ ×

⎭⎬⎫

⎩⎨⎧

⎥⎦⎤

⎢⎣⎡ −

= φFR

FR = 54.898 * 0.906 * 0.458 * 1.242 *0.840

FR = 23.7 %.

Correlaciones API para calcular el factor de recuperaciónPara Empuje de agua

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Volúmenes Recuperables

VOLUMENES RECUPERABLES

VOES 33 MMBbls (Análisis Volumétrico)

FR 23.7% (Correlaciones API)

Vol. Recuperable 7.82 MMBbls

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……