CALIBRACION DE UN POZO DE PETROLEO.docx

CALIBRACION CALIBRACI ON DE UN POZO DE PETROLEO La calibración de pozos después del cotejo de historia en simulación de yacimientos, asegura que los pozos originan producciones razonables durante la fase de predicción. Este proceso generalmente consume mucho tiempo. La cantidad de trabajo de ensayo y error incrementa dramáticamente a medida que el número de pozos y la productiidad de los pozos aumenta. !demás, los modelos de simulación de yacimientos son cada d"a más grandes a medida que las computadoras e#panden sus l"mites. $n modelo de yacimientos con cientos de pozos de alta productiidad puede tomar meses para calibrarlo usando métodos conencionales. El trabajo presenta un procedimiento sistemático para calibrar los pozos que logra un alto niel de rendimiento y requiere solo una fracción del tiempo normal. %e demuestra que una simple planificación con la aplicación del método propuesto, en un yacimiento con &'' pozos de alta productiidad puede ser calibrado en un par de d"as después de obtener un cotejo de historia e#itoso. El procedimiento denominado denominado ()* es general y se puede aplicar a cualquier yacimiento. Introducción. La calibración se puede definir como el ajuste de los parámetros del modelo del pozo para cotejar las tasas de producción obseradas obseradas a determinadas contra presiones. Estas contra presiones pueden ser en el fondo, )+( o en el cabezal del pozo, -(. uando se especifica la presión de fondo fluyendo, )+(, el modelo considera que es una restricción que no se modela. uando se especifica -(, el pozo se modela usando el comportamiento en la tuber"a de producción por medio de tablas. Esto significa que las condiciones de superficie y la hidráulica de pozos son cr"ticas para la predicción de las tasas de flujo. La calibración contra )+( es directa y no será tratada en el trabajo. Este trabajo se enfoca en la calibración contra -(, la cual es muy complicada. El proceso se realiza por ensayo y error. !demás puede que no haya solución entre la tabla de flujo y la cura de comportamiento de influjo. %in embargo, la tasa de flujo calculada de la fase de predicción es más confiable. E#periencias en %audi !ramco demuestran que el proceso de calibración es tedioso y largo. En promedio, toma alrededor de /./ semanas para calibrar un modelo de yacimientos de 0&' pozos. !demás, los modelos de yacimiento cada ez son más grandes y contienen cientos cientos y aún miles de pozos debido al rápido desarrollo

de las computadoras. !demás, el procedimiento de calibración ar"a de acuerdo con el simulador de yacimiento. (or lo tanto, será más beneficioso desarrollar un procedimiento eficiente que se puedan aplicar a todos los simuladores de yacimientos disponibles. Procedimiento. $n procedimiento t"pico para la calibración de un pozo es el siguiente1 El ingeniero de simulación recibe un conjunto de tablas de flujo del departamento de producción e inserta estas tablas en los datos del simulador y espec"fica para los pozos las presiones medidas en el cabezal. 2espués de realizar la simulación se chequea para er si las tasas calculadas cotejan con las tasas de los pozos, si no cotejan, se ajustan los multiplicadores de 3(. %i no hay solución con ninguna de las tablas de flujo, se solicitan nueas tablas de flujo y se ajustan los multiplicadores del 3( hasta que las tasas calculadas cotejan las tasas de prueba. %e efectúan nueas simulaciones, usando nueas tablas y ajustado los 3( hasta que las tasas calculadas cotejan con las tasas de los pozos. E#isten arias dificultades con este procedimiento. (rimero, el mejor estimado de las tablas de flujo no garantiza una solución a la tasa cuando se aplica el modelo de simulación de yacimiento. 2esafortunadamente, no e#isten criterios precisos para especificar las nueas tablas de flujo que produzca un buen ajuste con los datos de campo. %egundo, los parámetros de los pozos, son sensibles a los cambios4 por ejemplo, la ariación de una tasa de flujo afecta la producción de los ecinos. (or lo tanto, un pozo que se calibra en una iteración anterior puede que la pierda por cambios en las tasas de los pozos ecinos. 5ercero, con el objeto de ajustar la tasa de prueba de los pozos, se cambia el 3(. (ero resulta dif"cil cotejar la tasa y el 3( al mismo tiempo. uarto, los métodos de ensayo y error tienen muchos problemas para cotejar la producción de los pozos cuando la ca"da de presión es peque6a. La inestigación se lleó a cabo para determinar cuanto tiempo se consume en calibrar el cotejo de historia de un yacimiento. Los resultados obtenidos con 07 modelos, entre ellos Eclipse, hears y 8!9% y 00 usuarios. El tiempo promedio de calibración fue de 0:.& d"as para un modelo de 0&7 pozos, para /'' pozos fue de : semanas, en general el tiempo de calibración aumenta con el número de pozos.

La reingeniería del Proceo de Cali!ración. %e intenta automatizar el proceso de calibración desarrollando programas de computación para llear a cabo los cálculos que generalmente se realizan manualmente. El procedimiento puede fallar porque no e#iste garant"a que un conjunto de tablas proean un cotejo razonable con las medidas de campo. uando no e#iste una tasa que sea solución de las tablas de flujo, el programa automático no puede proceder a conseguir la solución de calibración para todos los pozos. El nueo procedimiento de calibración se desarrolló para establece establecerr la distribución de presión en el yacimiento e integrar las condiciones de flujo de los pozos calculados por el simulador con la tabla de flujo generada por las facilidades del simulador. Este procedimie procedimiento nto denominado ()* después de tres etapas en la calibración1 2istribución de (resión, generación de tablas de )lujo y la *alidación de las tablas de flujo. El procedimiento ()* cotejas las tasas de flujo, las presiones en el cabezal y los 3( de los pozos simultáneamente. Los tres pasos de calibración se describen a continuación. Paso 1. Distribución de Presiones en el Yacimiento Yacimiento.. Esta paso establece la distribución de presiones en el yacimiento y por lo tanto las condiciones de flujo basadas en las tasas de prueba de los pozos usando un simulador de yacimiento. Las tasas de prueba dadas para los pozos permiten al simulador calcular las condiciones de flujo para todos los pozos en el modelo de simulación de yacimientos. $n programa de computadora combina las condiciones de flujo ;tasas, corte de agua, 9tro programa calcula los multiplicadores de 3(, tal que los 3( resultantes sean idénticos a los 3( de los pozos en el campo. (uesto que los cambios de 3(, cambian el corte de agua y la 9hmsMm7Dm. Com"ortamiento en ca"a reitente. 

1ig. 5. La ca"a gruea e m6 reitente 7ue la ca"a ad#acente. La cura que resulta, es simétrica con respecto al plano horizontal de simetr"a de la capa. omo se puede obserar, los l"mites de la capa no están bien definidos por esta cura de resistiidad ya que, debido a la influencia de la resistiidad de las capas ecinas, la cura tienede a redondearse, estas curas de resistiidad normal tienden a registrar un espesor menor que el real en capas resistentes y una resistiidad menor que la real 

Com"ortamiento de ca"a conductora

Las figuras muestran la diferencia que e#iste en la forma de las curas de resistiidad en capas resistentes y capas conductoras, gruesas y delgadas. uando la capa es gruesa y conductia el espesor aparente que da la cura de resistiidad es mayor que el espesor real de la capa. %i la capa es de espesor critico y conductia el espesor aparente también es mayor que el real.

La siguientes figuras nos muestra una parasecuecia progradacional, retrogradacional y agradacional, donde se utilizaron los registros %( y 9esistios.

La interpretación de la sección sedimentaria se refiere a1 2e mayor a menor identificar las superficies de subdiisión que enuelen y rodean los cuerpos geométricos de los sedimentos de la sección sedimentaria y construir una plantilla que muestre estas geometr"as y luego usar la para er el orden de acumulación. Hada unidad estratigráfica se define y se identificaron solo por las relaciones de los estratos, incluyendo continuidad lateral y la geometr"a de la superficie de unión, patrones erticales de apilamiento y la geometr"a lateral de los estratos dentro de las unidades.H ;*an -agoner et al., 0@@@'=.

Regitro radiacti&o E#isten tres principales registros radiactios1 de rayos gamma, de neutrones y de densidad. omo es bien sabido, todas las formaciones geológicas contienen cantidades ariables de material radioactio, cuya magnitud depende de sus caracter"sticas indiiduales. Las lutitas contienen mayor cantidad de material radiactio que las arenas, areniscas y calizas4 por lo tanto su cura de rayos gamma indicara la diferencia de radiactiidad entre uno y otro. 9egistros de 9ayos