LA COMUNIDAD PETROLERA
Durante la etapa de desarrollo
En esta etapa, la simulación de yacimiento es un instrumento que permite al ingeniero de planificar y evaluar futuras opciones de desarrollo para el campo. Esto es un proceso que puede ser hecho en una base continuamente puesta al día.
La diferencia principal entre esta etapa es que el ingeniero ahora tiene alguna historia de producción del campo, presiones, el petróleo acumulado, cortes de agua (tanto de todo el campo como para pozos individuales), además teniendo alguna idea de si los pozos están en la comunicación y posiblemente algunos registros de producción.
El modelo de simulación de yacimiento inicial para el campo probablemente encontrado siempre tendrá errores, y que por lo tanto habrán fallas en algunos aspectos de sus predicciones de comportamiento de yacimiento. Y es por eso que en esta etapa se pueden establecer y tomar mejores decisiones de acuerdo a las predicciones actuales hechas, y así explotar óptimamente el campo en el futuro.
Si el modelo inicial resulta ser incorrecto, esto no invalida lo hecho en la simulación del yacimiento. En esta etapa de desarrollo, las actividades de simulación típicas son:
– Desechar o modificar la información no correcta para obtener un mejor modelo de yacimiento y usarlo para la futura predicción del comportamiento del campo con los nuevos datos.
– Utilización de la nueva historia para redefinir la estrategia de desarrollo del campo.
– Puede ser necesaria revisar varios datos del campo después de algún período de producción aunque esto típicamente implique una revisión completa de datos geológicos y petrofísica antes de un nuevo estudio de simulación.
– Los mecanismos de recuperación de yacimiento pueden ser revisados usando con cuidado la historia en el modelo de simulación, podemos desear determinar la importancia de gravedad en el mecanismo de recuperación de yacimiento.
Etapa final del campo: definimos esta etapa como el cierre de producción de campo antes del abandono. Una pregunta surge aquí en cuanto a si el campo tiene la importancia suficientemente económica para merecer un estudio de simulación en esta etapa.
Hay dos motivos por qué podemos querer realizar una simulación en esta etapa en la vida del campo. En primer lugar, podemos desarrollar una nueva estrategia de desarrollo que dará el campo un mayor recobro y lo mantendrá siendo económicamente atractivo durante unos años más.
En segundo lugar, el costo de abandono del campo puede ser alto por lo cual lo más correcto seria ampliar la vida del campo. Esto puede justificar un tardío estudio de simulación. Sin embargo, no hay ningunas reglas generales pues en general dependen de los factores locales técnicos y económicos. En algunos países puede haber regulaciones que requiere que una compañía petrolera realice la simulación de yacimiento como parte de la gerencia de los yacimientos donde se encuentran trabajando.
Referencias tomadas de: Libro Reservoir Simulation. Institute of Petroleum Engineering, Heriot-Watt University
https://www.lacomunidadpetrolera.com/2018/04/aspectos-generales-simulacion-yacimientos.html
La simulación numérica de yacimientos ha sido una práctica
que tiene su origen desde la aparición misma de la ingeniería de
petróleo, pero el término simulación como tal comienza a formalizarse es
a partir de los años 60 en dónde se desarrollaban métodos predictivos
para evaluar condiciones de yacimientos petrolíferos con dos o tres
fases. Anteriormente se conocían como métodos de simulación de
yacimientos aquellos en donde se realizaban soluciones analíticas a
través de balances de masa y el método de Buckley-Leverett conocidos
como simulador de cero y una dimensión respectivamente.
Durante los años 50 es cuando ocurre un desarrollo más trascendental
en lo referente a las soluciones numéricas de las ecuaciones de flujo, y
todo esto fue posible por la rápida evolución de las computadoras y la
implementación de métodos numéricos capaces de resolver grandes sistemas
de ecuaciones. Para luego hacia los años 60 los criterios de simulación
de yacimientos iban encaminados a tratar de resolver problemas con dos
fases (una gaseosa y otra líquida) e inclusive en 3 fases; sin embargo
estos métodos de simulación iban encaminados a tratar de resolver o
modelar problemas relacionados con producción primaria y recobro
secundario.
Ya en la actualidad, debido al grado de avance tecnológico en lo
referente a computadores (capacidad de memoria, velocidad de
procesamiento) y descripción del comportamiento físico y termodinámico
de los fluidos, es posible hacer simulaciones cada vez más exactas y
solucionar los sistemas de ecuaciones de manera más eficientes, por lo
que se hace posible modelar más tipos de líquidos y gases a través de
mecanismos composicionales y estudiar diversas estrategias de
explotación para obtener el máximo recobro del reservorio.
Características geológicas y dinámicas
La selección y construcción de la malla es una parte esencial en el
trabajo de simulación, especialmente cuando se trata de un yacimiento de
geología compleja. La selección de una malla adecuada o errónea puede
tener un impacto considerable en la exactitud de los resultados, además
del tiempo y los recursos requeridos por los ejercicios de simulación.
En el contexto del estudio integrado de yacimientos, la construcción
de la malla también es particularmente relevante ya que representa la
fase en donde la estructura del yacimiento, en términos de geometría
interna y externa, es transferida al modelo de simulación. Es aquí donde
eventualmente se decide cual grado de simplificación puede ser aplicado
a la descripción geológica sin comprometer la calidad de los resultados
finales.
Varios tipos de mallas están normalmente disponibles para los
geocientíficos, desde las mallas cartesianas convencionales, hasta las
3D y otras mallas hibridas más sofisticadas. En cualquier caso, la
elección de la representación geométrica a ser utilizada debe dar cuenta
a un número de características geológicas, dinámicas y numéricas.
¿IAV es un método de recuperación mejorada?
Senior Simulation Engineer in Universidad del Zulia - romerojve@gmail.com
La Inyección Alternada de Vapor (IAV) tuvo su origen en el occidente venezolano. En la década de los 50, por "error" de un operador, un pozo que estaba siendo inyectado fue abierto a producción, lo cual ocasionó un aumento en la tasa que no se tenía previsto. El capataz de la época le dijo al operador "¿Qué fue lo que hiciste?", buscando una respuesta para ese incremento inesperado.De allí nace la IAV, la cual por muchos años ha sido una respuesta expedita cuando se ha querido incrementar la producción en yacimientos de crudos pesados y extrapesados de forma rápida.
Hoy por hoy, al igual que desde su génesis, muchos especialistas debaten y argumentan sobre si la IAV es un método de recuperación mejorada o simplemente acelera la producción. En ese sentido, trataré de exponer mi punto de vista y dar herramientas para que el lector saque sus propias conclusiones.
Cuando hablamos de un método de recuperación mejorada, los mecanismos que predominan en el aumento del factor de recobro son: la eficiencia volumétrica de desplazamiento y la eficiencia microscópica de desplazamiento.
Para entrar en contexto vamos a describir el proceso de IAV, que consiste en cerrar un pozo productor de crudo pesado o extrapesado; se comienza la inyección de vapor de agua con temperaturas que oscilan entre 450 a 600 grados Fahrenheit, con una calidad -cantidad de masa de vapor dividida entre la masa total-dentro de 70% a 90%, tasas de inyección que varían a través de 200 a 300 toneladas de vapor diario, por un período que puede estar comprendido mediante 20 a 30 días -dependiendo del acumulado de vapor que se precise alcanzar en función del tamaño del espesor de arena productora-; posteriormente se cierra el pozo, una vez culminada la inyección, por un período de 3 a 5 días,denominado remojo; para finalmente ponerlo a producir y en donde tendrá tres períodos de producción así:primeramente se desplazará agua caliente y vapor de agua con petróleo calentado; después habrá una disminución de esa agua condensada por la producción de petróleo calentado; ycomo conclusión, se producirá petrolero frío.Dichas etapas pueden durar entre 5 a 15 días, 6 a 12 meses y 12 a 18 meses, respectivamente.
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