Modelado Numérico de Pruebas de Presión y RTA para la Caracterización Dinámica de Yacimientos.
El objetivo de este trabajo fue demostrar la utilidad del modelado numérico de pruebas de presión (PTA) y análisis transitorio de producción (RTA). Lo anterior, para la caracterización dinámica de yacimientos mediante el acoplamiento de la información del modelo estático y el comportamiento dinámico mostrado por datos de presión-producción.
Igualmente, el objetivo busco reducir la incertidumbre y lograr un mejor entendimiento del comportamiento de los yacimientos.
Para este análisis se consideraron distintas pruebas de presión y RTA de diferentes campos de México, terrígenos y carbonatos, y diferentes tipos de fluido. A partir de los cuales, se compararon las respuestas obtenidas y se identificaron los diferentes fenómenos asociados; permitiendo a su vez, maximizar el valor agregado de la caracterización dinámica de yacimientos.
Durante el estudio se aplicaron modelos con mayor consistencia con los modelos geológicos, así como construcción de modelos representativos en menor tiempo.
En comparación con los modelos de simulación numérica de yacimientos, mayor certidumbre en el cálculo de volúmenes; así como estimación de reservas en pozos exploratorios y de desarrollo, identificación de unidades de flujo con potencial y detección de heterogeneidades; diseño óptimo de esquemas de explotación ad-hoc a las características y condiciones de los campos, redimensionamiento de los límites de los yacimientos.
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Asimismo, se buscó la determinación del número óptimo de pozos, reevaluación de campos maduros y diagnóstico e identificación de problemas; impactando en el incremento del Factor de Recuperación y una mayor rentabilidad al mitigar riesgos en las inversiones.
En la actualidad, existen diferentes herramientas y softwares que brindan una mayor facilidad para la interpretación de pruebas de presión; lo que se traduce en menores tiempos para el análisis y mayor precisión en los resultados.
Los modelos numéricos se han vuelto cada vez más populares en el análisis de pruebas de presión y RTA, principalmente debido a su utilidad; la cual, va más allá del alcance de los modelos analíticos y semi-analíticos usados tradicionalmente.
Igualmente, el modelado numérico de pruebas de presión y RTA es una herramienta muy ventajosa para resolver problemas cuya complejidad dinámica dificulta el análisis mediante modelos analíticos.
En síntesis, se basa en el uso de una solución no lineal para lidiar con geometrías de yacimiento/pozo complejas (flujo no-Darciano, flujo multifásico; compartimentos con diferentes movilidades, anisotropía, fracturamiento, penetración parcial y pozos horizontales).
Los modelos numéricos también pueden emplearse para reemplazar gastos por restricciones de presión cuando la presión de fondo fluyente cae debajo de cierto punto; por lo tanto, se evita así la generación de presiones negativas al ajustar modelos analíticos en este tipo de sistemas complejos.
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Este trabajo demostró la utilidad del modelado numérico de pruebas de presión y análisis transitorio de producción (RTA); aplicado en casos reales para lidiar con problemas complejos para lograr reproducir el comportamiento dinámico basado en el uso de una solución no lineal.
Los análisis de caracterización dinámica se ven beneficiados al experimentar mejoras sustanciales al incluir los principales aspectos geológico-estructurales en el modelado de la disipación de la presión en sistemas heterogéneos mediante el uso de modelos numéricos. Asimismo, el RTA también se puede mejorar de esta forma para obtener resultados más confiables.
Igualmente, este tipo de análisis permite maximizar el valor agregado de la caracterización dinámica de yacimientos a través de modelos con mayor consistencia; con los modelos geológicos y la construcción de modelos representativos en menor tiempo (en comparación con los modelos de simulación numérica de yacimientos).
Otra gran ventaja que ofrecen estos modelos dinámicos es el diseño óptimo de las pruebas de presión; ya que de esta forma se pueden proponer programas de toma de información con eficiencia en cuanto a los tiempos requeridos según el objetivo de éstas.
Todo lo anterior está orientado a obtener una mayor certidumbre en el cálculo de volúmenes y estimación de reservas en pozos exploratorios y de desarrollo; identificación de unidades de flujo con potencial y detección de heterogeneidades, diseño óptimo de esquemas de explotación acorde a las características y condiciones de los campos; redimensionamiento de los límites de los yacimientos, determinación del número óptimo de pozos, reevaluación de campos maduros y diagnóstico e identificación de problemas; impactando así en el incremento del Factor de Recuperación y una mayor rentabilidad al mitigar riesgos en las inversiones.
Los ingenieros Ricardo Alcántara Viruete y Mario Francisco Briones Cabrejos presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
