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Modelos numéricos simplificados, herramienta para validar volumen original del yacimiento

Modelos numéricos simplificados, herramienta para validar volumen original del yacimiento

El trabajo técnico aborda los modelos numéricos simplificados, herramienta para validar volúmenes originales del yacimiento desde el inicio de explotación.

En el presente trabajo se muestra la fortaleza de la adquisición de datos de presión de fondo. Mediante la instalación de sensores permanentes en los pozos desde el inicio de explotación de los yacimientos. Con el objetivo de validar, ajustar o ratificar el volumen original del yacimiento desde una etapa temprana, utilizando modelos numéricos de simulación simplificados. Donde se tome en cuenta la historia de producción del primer o primeros pozos y los datos de presión estática y fluyente. Con la finalidad de alcanzar una geometría de flujo que indique la presencia de fronteras del yacimiento y con base a lo anterior poder establecer el volumen del yacimiento de forma dinámica.

 

Es importante mencionar que a través de esta forma de evaluación es factible evaluar el volumen del yacimiento, pero no definir la forma del yacimiento. Inicialmente se da mayor peso o validez a la estructura definida por la parte estática. Y conforme los pozos van a entrando a producción y se obtiene la información dinámica correspondiente se pueden obtener las fronteras que definirán con mayor certidumbre la forma del yacimiento.

 

Una de las principales incertidumbres iniciales para una correcta definición del plan de explotación de un yacimiento es el volumen original. Con el cual se establece la reserva a recuperar, el número de pozos a perforar y el perfil de producción a obtener durante la vida productiva.

 

Este volumen inicialmente es evaluado con base a la información estática del yacimiento y conforme entran los pozos a producción se puede obtener información dinámica de presión y producción con la cual se disminuye la incertidumbre de dicho volumen.

 

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Una buena práctica es la toma de información de fondo (DST) en el pozo exploratorio, para la definición de la permeabilidad y posibles heterogeneidades cercanas. Sin embargo, otra mejor práctica es la instalación de sensores de fondo desde el primer pozo a producción, donde se pueda evaluar la historia de presión del primer pozo, durante la perforación del siguiente pozo donde generalmente se puede obtener información valiosa de presión-producción al ser el único pozo que se encuentra drenando el yacimiento.

 

Adicionalmente con la entrada del siguiente pozo se puede obtener una prueba de interferencia para la determinación de la compresibilidad total del sistema roca-fluidos. Eliminando una variable más de incertidumbre para la evaluación del comportamiento futuro de presión-producción del yacimiento.

 

En el presente trabajo se analiza el yacimiento R, el cual es productor en Cretácico y productor de aceite volátil de 45° API. Con una presión inicial 523 kg/cm2, un factor de volumen inicial del aceite de Boi=2.6469 bl/stb, un espesor promedio del yacimiento es de h=140 mts. Una porosidad de Φ=4.5% y una saturación inicial de agua de Swi=28%.

 

Se perforó un pozo exploratorio en el cual se realizó una terminación con sensor de fondo permanente lo más cercano posible al intervalo productor. Con un aparejo de producción integral de 3 1⁄2” de diámetro. Igualmente, durante los trabajos de terminación y limpieza del pozo se realizó una toma de muestra de fondo para realizar un análisis PVT. Con el cual se pudo determinar una presión de burbujeo de Pb= 340.6 kg/cm2. Al inicio de la producción del pozo se obtuvo un gasto inicial de aproximadamente 3000 bpd

 

 

Resultados

 

En el caso de estudio presentado se puede observar que cuando se realiza la corrida de simulación del modelo simplificado se observa una reproducción aceptable de la primera parte de la historia de presión registrada con el sensor permanente de fondo. Sin embargo, se observa que para tiempos más largos no se logra la reproducción. Con lo anterior se tiene que ajustar el volumen original del yacimiento de forma dinámica dinámicamente a 58 MMb de aceite. Siendo menor al determinado con la parte estática de 103.1 MMb, representando una diferencia de 43.

 

Con los resultados anteriores se reduce el área del yacimiento, lo cual obliga a replantear el desarrollo del campo. Donde se habían determinado 6 pozos adicionales para la recuperación de la reserva del yacimiento, disminuyendo el número de pozos a 3 pozos de desarrollo.

 

Conclusiones

 

Se obtienen resultados satisfactorios de la validación del volumen original de un yacimiento de aceite volátil. Mediante la aplicación de un modelo numérico simplificado en la etapa temprana de explotación del campo como parte de su proceso inicial de evaluación.

 

Se muestra la utilidad de la construcción de un modelo numérico para la reproducción de la historia de presión-producción. Logrando un ajuste aceptable en toda la historia de producción del pozo.

 

Con lo anterior se contribuye a definir el desarrollo del yacimiento y al número de pozos programados para la recuperación de la reserva.

 

El trabajo fue presentado por Ingeniero Ricardo Posadas Mondragón de Pemex en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).

 

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