Software Simulación Yacimientos

DEBER N.1 SIMULACION DE YACIMIENTOS Llumiquinga Daniel

FACULTAD DE Ingeniería EN Petróleos

SOFWARES DE SIMULACIÓN 1. ECLIPSE 1.1. INTRODUCCIÓN ECLIPSE es un software, una herramienta para la simulación de yacimientos. Presenta varias opciones: modelamiento de petróleo negro (ECLIPSE 100) y modelamiento composicional (ECLIPSE 300). ECLIPSE 100, que es un simulador completamente implícito, tres fases, tres dimensiones, para propósitos generales con la opción para simular condensado de gas, define a las fases petróleo y gas como unidades cuya composición es constante a cualquier presión y tiempo. ECLIPSE 300 es la opción para simular los fluidos del reservorio con sus variables; composición fraccional de componentes y la simulación de estos mediante ecuaciones cúbicas de estado valores de permeabilidad dependientes de la presión y tratamiento de petróleo negro. La elección del tipo de simulador está determinada por las características del reservorio respecto de su punto crítico o presión de burbuja, cuando se debe modelar un sistema que se encuentre cerca del punto crítico donde los más pequeños cambios de presión y temperatura afectan considerablemente al comportamiento composicional de los diferentes fluidos es necesario el uso de un simulador de modelamiento composicional. ECLIPSE es construido en lenguaje de programación FORTRAN77 y puede ser ejecutado en cualquier computador con un compilador ANSI-Standard y suficiente memoria. 1.2. PROCESO DE SIMULACIÓN El programa accede a la información desde un archivo plano único de datos que contiene la descripción completa del modelo. Este archivo es una recopilación de comandos conocidos con el nombre de “keywords” que indican que tipo de información ingresada y/o generada se empleará, el programa la procesa y genera resultados que son leídos y visualizados con otros keywords destinados para el efecto. El archivo único “data file” es diseñado para ser leído en el programa por secciones, cada sección está diseñada para un propósito específico. Las secciones del archivo son definidas y determinadas para ejecutar y almacenar información de acuerdo a los pasos y descripción del modelo, las secciones que representan los pasos que sigue el simulador para la generación de un modelo dinámico son las siguientes. 2. SOFTWARE PETREL 2.1. INTRODUCCION Petrel es un software de la compañía Schlumberger, desarrollado por geo-cientistas en 1996 y comercializada en 1988, en cada versión de este software ofrece nuevas funcionalidades de las que permiten interpretar datos sísmicos, correlacionar pozos, modelar la estructura geológica del yacimiento (3D), visualizar los resultados, calcular volúmenes, generar mapas y diseñar estrategias de explotación para maximizar la producción del reservorio de forma precisa y eficaz. 2.2. Modelo geológico El modelo geológico está compuesto por un modelamiento estructural, geológico y petrofísico. Petrel ofrece una serie completa de herramientas de geología, incluyendo picado de marcadores, correlación de pozos y mapeo con poderosas herramientas de caracterización y modelamiento de yacimientos en 3D La identificación y recuperación de hidrocarburos requiere de un modelo geológico, preciso y de alta resolución, de la estructura y estratigrafía del yacimiento. Petrel

cuenta con la habilidad de unificar su data geológica con herramientas de geofísica e ingeniería de yacimientos o simulación, permitiendo un estudio integrado que provee una precisa descripción estática del yacimiento. 2.3. Modelo Estructural. El modelo estructural permite establecer características y determinar las estructuras del yacimiento, además consiste de dos elementos primarios que son las falas y superficies. Un modelo debe ser ajustado a la geometría de las fallas, marcadores y horizontes. MODELAMIENTO DE FALLAS Este proceso tiene como propósito construir fallas usando una variedad de datos. El modelo de fallas puede ser generado en base a polígonos, líneas de interpretación sísmica, mapas estructurales, entre otros. La desviación, profundidad y espesor de las fallas son definidas por el proceso de Key Pillar, el cual crea una estructura en 3D. Definiéndose key pillar como una línea vertical, lineal o curva construida por 2, 3 o 5 puntos. PILLAR GRIDDING Este proceso consiste en la generación espacial de la estructura, además de la generación de la malla. Para la creación del modelo geológico se debe generar horizontes, zonas y capas. Esto se lo hace mediante la utilización de los Procesos: Make horizonts, Make zones y Make layering del software Petrel. HORIZONTES El proceso para la creación de horizontes consiste en insertar las superficies, presentes en la base de datos, en la grilla 3D. este proceso contiene técnicas de edición en la grilla 3D. ZONAS Horizontes adicionales son insertados en la grilla 3D apilándolos hacia el tope o base de una unidad en base a los horizontes ya creados. CAPAS El paso final es el de crear capas de escalamiento fino, que son necesarias para el modelamiento de propiedades petrofísicas, estas capas definen el tope y la base de las celdas de la grilla 3D, ESCALAMIENTO El escalamiento de registros de pozos se realiza para la distribuir los valores de propiedades para cada celda en la geometría de la grilla 3D. El proceso Scal up nos va a permitir escalar facies, porosidad, saturación de agua y todas las propiedades que se requieran para la creación de un modelo. Modelamiento de Fascies Se basa en la generación y distribución de litotipos, las facies son de gran importancia ya que se correlacionan con las propiedades petrofísicas. Varios métodos pueden ser usados para generar un modelo de fascies en Petrel de los cuales los más usados son el determinístico y el estocástico. El método determinístico es usado cuando una gran cantidad de información es disponible, este método da un solo resultado estimado. El método estocástico es usualmente utilizado en condiciones donde escasa información es presente. Este método produce un resultado posible y puede ser usado para generar múltiples realizaciones probables.

Modelo Petrofísico Mediante integración de datos de núcleos , perfiles, geología y producción se va a generar modelo petrofísico, para eso se aplica el proceso de upscaling well logs para generar datos bidimensionales de pozos individuales y finalmente generar modelos tridimensionales de yacimientos, en base a un análisis petrofísico y comparación de datos de núcleos, geología y produccion se va a generar este modelo antes de realizar el modelamiento el usuario debe realizar un análisis detallado de la data; determinando tendencias correlaciones entre propiedades y definiendo vario gramas. Geoestadistica La caracterización el yacimiento mediante métodos geo estadísticos comprende el uso de la teoría de probabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las variables geológicas en el espacio. El modelamiento geo estadístico se realiza con el objetivo de proporcionar la más cercana representación de la heterogeneidad geológica dentro de las principales unidades del yacimiento. VARIOGRAMAS. Un variograma describe la variación entre pares de puntos como función de la distancia entre ellos. Los variogramas son generados mediante la búsqueda de pares de datos con similar distancia de separación, un variograma es también una herramienta para la distribuir la variación global en una variación espacial determinada. Mientras más cercanos son los puntos de medición uno con otro, menor será la variación. La expresión de variograma para una distancia de lag h se define como la media de la diferencia al cuadrado de valores de una propiedad separados aproximadamente por h. (

)

∑[ ( )

( )]

El lag define un rango de distancia dado por una distancia mínima y máxima. El número de pares de datos dentro de un lag da el valor N en la formula. La varianza en un lag es la variación media de todos los datos que son separados por este lag. Advance Griddin and Upscaling Este módulo provee varias técnicas de re-escalado que convierte a los modelos geológicos de alta resolución en modelos de simulación de menor resolución. Otra opción de re-escalado de tensores permite la determinación de permeabilidad efectiva para cada celda de un modelo de simulación. Además se incluye el refinamiento local (LGR) dentro de las técnicas de creación de grinds con lo cual se resuelve problemas relacionados con conificación, pozos horizontales, pozos poco espaciados y multilaterales. PIPESIM Es un simulador de flujo multifario vertical y horizontal para análisis y diagnóstico del comportamiento de fluidos de petróleo, Agua y Gas. Esta herramienta cubre todos los aspectos del sistema de producción, modelando desde el análisis individual del pozo (análisis nodal) hasta la optimización de todo el campo.

Adicionalmente contiene varios submodulos de diagnósticos para los diferentes tipos de levantamiento como: Levantamiento Artificial por Gas, Bombeo Electro Sumergible y Bombeo mecanico. La mayor parte de los usuarios son: Ingenieros de Yacimientos de Petróleo, de Producción y de Facilidades de Superficie. 3. PIPESIM Modela el flujo de petróleo/gas desde el yacimiento hasta la entrega del fluido, evalúa la seguridad del flujo, velocidad de erosión, tapones hidrodinámicos, formación de hidratos, desempeño térmico, taponamiento de tubería, distribución, diseño y planificación de campo, Una simple línea de flujo puede ser modelada o introducida a una red de superficie a través de un modelo hidráulico. Igualmente se puede modelar sistemas de inyección usando índice de Productividad (IP) El modelo de fluido puede ser definido como Crudo Negro Black Oil o Fluido Composicional (Ecuaciones de Estado) PIPESIM es conocido por tener la mayor gama de correlaciones para flujo multifario en el mercado, incluye las correlaciones mecanisticas y empíricas, también permite adaptar correlaciones de terceros como por ejemplo Shell. Los módulos principales de PIPESIM son:  Well Performance Ananlysis  Diseño y análisis de pozo (análisis Nodal, diseño de gas Lift, Bombas Electro Sumergibles, Bombeo Mecánico, Perfiles de Presión y Temperatura)  Pipeline y Facilities Analysis  Procesos de Ingeniería de facilidades de superficie.  Networ Analysis  Estudio de redes de superficie  Multilateral Well Simulator (HOSIM)  Simulación de pozos horizontales complejos y multilaterales.  Gas Lift Optimizer – GLO  Optimiza la distribución de gas lift disponible dentro de los modelos de redes PIPESIM El análisis nodal ha sido por mucho tiempo el método establecido para evaluar el desempeño de los pozos y es crucial para comprender el comportamiento y la sensibilidad de su sistema de producción (ver Figura) PIPESIM permite efectuar análisis de sensibilidad sobre cualquier variable del sistema y representar gráficamente el flujo de entrada y flujo de salida en cualquier nodo del sistema. El cual proporciona una manera de entender dónde pueden residir las oportunidades de mejoramiento de la producción.

4. GOCAD INTRODUCCION Gocad es una marca registrada Earth Decision Coorporation, pertenece a la empresa Paradigm. Gocad es una herramienta para el modelamiento geológico de reservorios Las aplicaciones de Gocad pueden ser ejecutadas desde varios sistemas operáticos como: Windows, Linux, Sun, Solaris y SGI Irix El marco de trabajo de Gocad está diseñado para contender todas las fases de modelamiento, las fases son desarrolladas individuales en módulos de trabajo. La interface de Gocad se basan en Windows, el método de trabajo es mediante asistentes programados o flujos de trabajo. Con la ayuda de flujo de trabajo se logra realizar las distintas etapas para la generación del modelo siguiendo un orden recomendado por el programa.

GENERALIDADES DE SIMULACION, CONSIDERACIONES Un simulador de yacimientos es un conjunto de programas computacionales que, mediante algoritmos apropiados, resuelve numéricamente las ecuaciones del modelo matemático y obtiene soluciones aproximadas de tales ecuaciones. La simulación de yacimientos se usa, entre varias, en: El análisis económico del proyecto La toma de decisiones Como herramienta de arbitraje Seguimiento y control del comportamiento del yacimiento La generación de escenarios de producción La optimización de las políticas de explotación Las etapas típicas de un estudio de simulación son: 1. Definición del problema

2. Adquisición y revisión de los datos 3. Descripción del yacimiento y diseño del modelo 4. Corrida del modelo 5. Ajuste de historia (cotejo) 6. Análisis de los resultados 7. Predicciones 8. Informe final El apoyo informático es crucial en la corrida del modelo y en el análisis de los resultados. Posterior a esto sus resultados son imprescindibles para la toma de decisiones en la industria petrolera ya que están íntimamente vinculados las indistintas simulaciones y sus resultados así por ejemplo.

¿CÓMO SE CORRELACIONAN LOS RESULTADOS DE DISTINTOS TIPOS DE SIMULACIONES? Simulación de producción. Un ingeniero de yacimientos toma los datos estáticos y dinámicos (abajo a la derecha) y desarrolla la información para un simulador de yacimientos (abajo a la izquierda) el simulador de yacimientos , cuya principal tarea es analizar el flujo a través de medios porosos, calcula los perfiles de producción como una función del tiempo en pozos del yacimiento. Estos datos se transfieren a un ingeniero de producción para desarrollar los modelos de pozos y un simulador de red de superficie (arriba ala izquierda). Un ingeniero de instalaciones de superficie utiliza los datos de producción y composición para construir un modelo de planta de proceso con la ayuda de un simulador de procesos (arriba a la derecha). Finalmente, los datos de todos los simuladores e transfieren a un simulador económico (derecha) Modelo estático y dinámico Petrel y Eclipse respectivamente. MODELO ESTATICO El modelo estático nos permite definir la geometría de un yacimiento y describir los parámetros petrofísicos para comprender de manera física y geológica la acumulación de hidrocarburo en el yacimiento. Para ello se utiliza el programa Petrel.

Modelamiento de petróleo negro (ECLIPSE 100), modelamiento composicional (ECLIPSE300) La elección del tipo de simulador eta determinada por las características del reservorio respecto de su punto crítico o presión de burbuja, cuando se debe modelar un sistema que se encuentre cerda del punto crítico donde los más pequeños cambios de presión y temperatura afectan considerablemente al comportamiento composicional de los diferente fluidos es necesario por ejemplo el uso de un modelador composicional. Consideraciones En líneas generales existen ciertos factores a tomar en cuenta para el desarrollo del sistema. Algunos aspectos prácticos serían: • Acceder a los datos: antes, durante y después de la corrida del simulador Disponibilidad del Simulador: El simulador deberá estar instalado en un computador accesible por el servidor principal. • Cómputo intensivo: Un modelo que asuma muchas celdas puede requerir muchos recursos, esto hace que la respuesta del sistema no sea inmediata y por lo tanto sea necesario la paralelización de tareas. • Análisis de los resultados: El sistema deberá promover el uso colaborativo de los resultados. Considerando los factores antes señalados se hace evidente la complejidad del sistema por lo cual es necesario la utilización de arquitecturas de software que permitan modularidad, desacoplamiento e integración, de la forma más sencilla posible. En simulación de yacimientos intervienen todas las disciplinas relacionadas con la explotación del mismo. Mediante una breve descripción de los datos que se manejan, podemos ilustrar esta interacción. Un simulador requiere cuatro tipos de datos de entrada, a saber: A. Descripción del yacimiento. 1. Permeabilidad. 2. Porosidad. 3. Espesores de formación. 4. Elevación o profundidad. 5. Número y tamaño de los bloques de la malla. 6. Saturaciones iniciales para cada fase. 7. Presión Inicial. 8. Comprensibilidad de la roca. B. Propiedades de los fluidos del yacimiento.

1. Factor volumétrico del petróleo. 2. Factor volumétrico del agua. 3. Factor volumétrico del gas. 4. Viscosidad del petróleo. 5. Viscosidad del agua. 6. Viscosidad del gas. 7. solubilidad del gas en el petróleo. 8. Densidad del petróleo. 9. Densidad del agua. 10. Densidad del gas C. Relaciones de interacción de fuerzas entre rocas y fluidos. 1. Curvas de permeabilidad relativa para petróleo, agua y gas. 2. Curvas de presión capilar agua-petróleo. 3. Curvas de presión capilar gas-petróleo. D. Datos de pozo. 1. localización de pozos y su estado. 2. Historia de completación que incluya intervalos de producción, índice de capacidad de flujo (Kh), daño de formación, método de producción, etc. 3. Historia de producción y sus restricciones. Todos estos datos son necesarios, independientemente del tipo de simular que se seleccione para realizar los estudios. Los resultados de una simulación contienen la distribución espacial de las presiones de fluidos y las saturaciones, las relaciones gas-petróleo y agua-petróleo de producción y las tasas de producción e inyección para cada pozo a cada intervalo de tiempo. La manipulación interna de estos resultados da la presión promedia del yacimiento y las tasa instantáneas de producción así como los acumulados de petróleo, agua y gas por pozo y yacimiento en función del tiempo. Se ve que un estudio de simulación demanda el manejó y análisis de datos que dependen de varias disciplinas geología, petrofísica, yacimientos y producción. La caracterización 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. La simulación numérica se divide en: Petróleo negro: se usan tres ecuaciones para expresar la conservación de masa de los tres componentes (agua, petróleo y gas en cada bloque), no se considera la solubilidad del gas y petróleo en el agua, ni existencia de petróleo en la fase gaseosa. la solubilidad del gas en el petróleo es función de presión, no se considera la existencia de agua en la fase de gas o petróleo. Son útiles en simulaciones de procesos de inyección de agua o gas inmiscible donde no se esperan cambios en la composición de fluidos. Pueden modelar el flujo de agua, petróleo y gas, tomando en cuenta variaciones de la solubilidad del gas en el petróleo en función de la Presión. Composicional: trata todos los componentes excepto el agua como si estuviesen presentes en las fases de gas y petróleo, sobre la base de las leyes termodinámica de equilibrio (el equilibrio es determinado mediante valores k, que son función de presión, temperatura y composición), y consisten de nc ecuaciones en cada bloque, donde nc es el numero de componentes. Utiliza ecuaciones de estado para simular procesos donde se esperan cambios en la composición de los fluidos, permitiendo simular los mecanismos de un proceso miscible de inyección de gas, vaporización e hinchamiento de petróleo, condensación del gas.

Térmico: es similar al composicional y usa nc+1 ecuaciones, que expresan la conservación de la masa (difusividad) para los nc componentes y una ecuación (difusión) para la conservación de la energía. Los modelos de petróleo negro y composicionales simulan flujo isotérmico y no requieren la ecuación de energía. Útil para la optimización de recobros en procesos térmicos (espaciamientos, tipos de arreglo, tasa de inyección/producción, toneladas a usar en cada ciclo de inyección alternada de vapor, etc.) y predicciones de campo o de cotejo de datos de laboratorio. Fracturado: considera sistemas de doble porosidad y/o doble permeabilidad para modelar las características (caracterizar) de las fracturas y de la matriz de la roca en el yacimiento.

BIBLIOGRAFÍA INTRODUCCION A LA SIMULACION; Profesor Dickson Toyo, Universidad de Zulia Facultad de ingeniería de Petróleo, Maracaibo 2009. SIMULACION DE YACIMIENTOS DE PETROLEOS NEGROS; CIED PDVSA, CIED 2001

LINEAMIENTOS PARA UN AMBIENTE INTEGRADO PARA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS; J. Blanco, A. Bottini, E. Correa, J. Manrique, S. Rivas; Universidad Central de Venezuela Facultad de Ciencias Escuela de Computación, Caracas 2009. ALTERNATIVAS DE PRODUCCION MEDIANTE LA SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE YACIMIENTOS “U” Y “T” DEL CAMPO YUCA; Gonzalo Mauricio Cerón, Mario Oswaldo Chango; Escuela Politécnica Nacional Facultad de Ingeniería en Petróleos;Quito Julio 2009. SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS EN: ARMONIA CON LA COMPLEJIDAD DE LOS CAMPOS PETROLEROS; Artículo Publicado en Oilfiel Review Invierno 2011/2012 n.4; Copyright Schlumberger 2012.