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Metodología para la Interpretación, Optimización y Management de Proyectos de Inyección de Agua en Yacimientos Maduros de la Cuenca del
Golfo San Jorge
Julio 2011, Buenos Aires, Argentina
Agenda
•Introducción
•Problemática
•Metodología
•Resultados
•Conclusiones
Río Senguer
Río C
hi co
Lago Musters
Lago ColhuéHuapi
PIEDRACLAVADA
KOLUEL KAIKEEL VALLE
ANT.GRANDEC.DRAGÓN
ANT.FUNES
El Cordón
El Tordillo
Escalante
ManantialesBehr
M.Magallanes
M.EspinosaC.León
P.Truncado
El Huemul
Cerro Dragón
Zorro
Las Flores
Escorial
Ant.Grande
CañadonGrandeOriental
Lago Buenos Aires
C.Minerales
PicoTruncado
Sarmiento
ValleHermoso
C.Perdido
Perito Moreno
0 100 km
YAC.PETROLEO
CaletaOlivia
S A N J O R G E S A N J O R G E
Comodoro
G O L F O G O L F O
Rivadavia
OC
EA
NO
ATL
AN
TIC
OO
CE
AN
O A
TLA
NTI
CO
Río Deseado
L.PeralesL.Mesetas
C.Vasco
Las Heras
3
43
40A R G E N T I N A
CHIL
E
Buenos Aires
B O L I V I A
Is. MALVINASIs. MALVINAS
OCEANO ATLANTICOComodoro
Rivadavia
OCEANO PACIFICO
IntroducciónUbicación Geográfica
IntroducciónReservas y Producción
En el año 2010 la mitad de la producción total de petróleo de PAE dentro de CGSJ provino de proyectos de Inyección de Agua (WF)
•Complejidad Geológica
•Propiedades de los Fluidos y Reservorios
•Complejidad Operativa
•Falta de Criterios comunes
IntroducciónCaracterísticas CGSJ
IntroducciónMétodos Históricos de Análisis
IntroducciónObjetivos del Proceso Común
ProblemáticaComplejidad Geológica
ProblematicaPropiedades de Fluidos y Reservorios
Características Típicas de Reservorios Rango
Ancho (m) 100 a 300
Espesor (m) 1 a 5
Sinuosidad Moderada
Largo (m) 300 a 5,000
Porosidad (%) 12 a 25%
Permeabilidad (mD) 10 a 1000
Sw inicial promedio (%) 40 a 50%
Densidad del Petróleo (ºAPI) 18 a 27º
Tamaño Típico de los Proyectos de WF Rango
Número de Pozos 40 a 300
Cantidad de Reservorios 20 a 100
Ejemplo Esquemático de la
Distribución Espacial de
Reservorios de un Yacimiento
SP B[mV]
0.0 100.0
SP B[mV] -2.0
GR[AP I]
0.0 200.0
9.6 CALA[in]
GR_CORE[AP I]
0 200
1750
1800
1850
1900
1950
P CD-989 [mMD] RT60[Ohm]
1E+00 1E+02
RT90[Ohm.m]
1E+00 1E+02
RT10[Ohm.m]
1E+00 1E+02
MBVITA
50.0 0.0
MBVITA 0.0
MSIGTA
50.0 0.0
MP HITA
50.0 0.0
MSIGTA MP HITA
MP HITA MBVITA
DP HI[%]
0.50 0.00
VSH[%]
0.0 100.0
0.0 VSH[%]
MCBW
50.000 0.000
MP ERM[mD]
50.00 0.00
RHOB[g/cm³]
1.95 2.95
C1[g/cm³]
0 0
30 m
ProblemáticaHeterogeneidad de Reservorios
1500
2000
PCG-807[mMD]
29-12-2005
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
2100
2200
2300
PCG-936[mMD]
17-12-2004
Mas de 35 reservorios en
producción
Hasta 15 mandriles por pozos inyector
ProblemáticaComplejidad Operativa
Modelo Geológico
ConstrucciónConstrucciónModelo (1)Modelo (1)
Información Básica
Ajuste Ajuste Histórico (2)Histórico (2)
Revisión Historia Primaria
Simulación Historia
WF
Optimización, Desarrollos Optimización, Desarrollos Adicionales y Pronósticos (3) Adicionales y Pronósticos (3)
Rediseño WF y
Desarrollos Adicionales
Evaluación de
Incrementos
Selección Trabajos: Best Case
Implementación y Implementación y Post Appraisal (4)Post Appraisal (4)
Implemen. y
Monitoreo
MetodologíaWorkflow del Proceso Común de WF
1
Structure and Fault Blocks
Construcción del Modelo
•Modelo Estático:• Estructural y Estratigráfico • Propiedades
• Información Básica:• Condiciones Originales (P&T)• Propiedades Petrofísicas • Propiedades de Fluidos
•Validación OOIP, basado en:• Modelo Estático• Energía Natural de Reservorios
UNI_G
UNI_F
Base_VM
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
1100
1120
1140
1160
1180
1200
1220
1240
1260
1275
1094
SSTVD -0.02 0.22PHIE
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-16 [SSTVD]
1180
1200
1220
1240
1260
1280
1300
1320
1340
1347
1166
SSTVD -0.0129 0.1422PIGN
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-7 [SSTVD]
1230
1240
1250
1260
1270
1280
1290
1300
1310
1320
1330
1340
1350
1360
1370
1220
SSTVD -0.0156 0.1502PIGN
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-6 [SSTVD]
1000
1020
1040
1060
1080
1100
1120
1140
989
SSTVD -0.0135 0.1547PIGN
Base_VM UNI_G
UNI_F
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-2 [SSTVD]
1310
1320
1330
1340
1350
1360
1370
1380
1390
1400
1410
1420
1430
1440
1450
1301
SSTVD -0.0146 0.1351PIGN Base_VM UNI_G
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
YPF.Nq.NG-44 [SSTVD]UNI_G
UNI_F
Base_VM
UNI_E
UNI_D
UNI_C
UNI_B
UNI_A
T_Lajas
Net Sand Thickness (m)
2
Ajuste Histórico
• Selección de Parámetros PVT y Petrofísicos por Reservorio
• Selección del Método de Cálculo• Construcción de Elementos de Flujo• Ajuste Histórico (pozo-reservorio)
• Liquido Total• Petróleo
• Análisis Eficiencias
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
0.0 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0
Sw (fr)
kro
w -
krw
3
Optimización, Desarrollos
Adicionales y Pronósticos
AT.a-10
AT.a-11
AT.a-27
AT.a-4
AT.a-5
AT.a-6
AT.a-9
AT-1
AT-12
AT-13 AT-14
AT-15
AT-16 AT-17AT-18
AT-19
AT-2
AT-20 AT-21
AT-22
AT-24 AT-25AT-26
AT-28AT-29 AT-3
AT-31(I)
AT-30
AT-31
AT-32AT-32(I)
AT-33
AT-34
AT-35
AT-36
AT-37
AT-39
AT-40
AT-41AT-42
AT-43
AT-45
AT-47
AT-49 AT-50
AT-51AT-52
AT-53AT-54
AT-55 AT-56
AT-57
AT-58
AT-60
AT-61AT-62AT-63
AT-64
AT-65AT-66
AT-67
AT-68
AT-69
AT-70
AT-72AT-73
AT-74AT-75
AT-76
AT-77
NG.xp-38
NG-29
NG-52
NG-53
NG-54
NG-55
NG-7
NG-8
ESTUDIO
ABANDONADO
PETROLEO
PTG
AABANDONAR
GAS
RRS
RG
IAGUA
ART
SUMIDERO
PT
100
1,000
10,000
100,000
1984
1989
1994
1999
2004
2009
2014
2019
2024
2029
-30
-20
-10
0
10
20
30
40
50
60
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13
• Generación Escenarios de Optimización y Desarrollo
• Pronósticos• Análisis Económico• Selección del Best Case (Maximizar NPV, reducción riesgos)• Análisis FODA• Plan de Acción ante Desvíos
O-233
PC-1000
PC-1001
PC-1003
PC-1004
PC-1061
PC-1062
PC-1063
PC-1075 PC-1076
PC-1095
PC-1150
PC-1154
PC-1213
PC-1214
PC-1276
PC-1306
PC-80
PC-82
PC-92
PC-2
PC-78
PC-1412
PC-1418
PC-1417
PC-1419
PC-1432
PC-1433
PC-1444PC-1446
PC-1445
PC-1447
PC-1456
PC-1457 PC-1434
LC-263PC-1475
PC-1473
PC-1476
PC-1474
Productor cerrado
Productor abierto
Iny ector cerrado
Iny ector abierto 4• Implementación del Proyecto Seleccionado
• Diseño Facilities• Monitoreo• Análisis de Desvíos• Actualización del Modelo
Estático/Dinámico• Post Appraisal• Lecciones Aprendidas• Identificación de Oportunidades
Forecast of Multiple Scenarios
Cumulative Cash Flow (M$)
Implementacióny
Post Appraisal
Zona 2
Zona 1
Pinj
Iw=cte.
Zona 2
Zona 1
Pinj
Iw=cte.
Pinj
Iw=cte.
MetodologíaWorkflow del Proceso Común de WF
Construcción de Elementos de Flujo (EF)
• Se consideran elementos de flujo (EF) a los que computan el volumen poral entre un pozo inyector y el productor.
• El cálculo considera la producción mensual correspondiente a los volúmenes de agua inyectada asociada a cada EF a través de un Factor de Distribución de Agua (FDA).
• Luego de cada período (mes), el programa suma los resultados de la producción de cada EF del pozo productor y compara esta producción “simulada” con la histórica.
Productor
InyectoresInyectores
Productor
InyectoresInyectores
MetodologíaSimulación Analítica
Construcción de Elementos de Flujo (EF)
Elementos de Flujo en un Reservorio: basado en mapas de espesor permeable y barreras de flujo (fallas). Cada elemento tendrá:
VPi: Volumen Poral (Area Elemento x Hk x phi )
Sowf: Saturación de Petróleo al inicio del WF
Sor: Saturación de Petróleo Residual
FDA: Factor de Distribución del Agua
M: Relación de Movilidades
Ev: Eficiencia Volumétrica
Inyector
Productor
VP1, Sowf1, Sor1, M1, FDA1
MetodologíaSimulación Analítica
Simulación de la Historia
Tiempo
Pro
du
cc
ión
Fecha de Fecha de EvaluaciónEvaluación
HistoriaHistoriaPetróleoPetróleoLiquidoLiquidoInyecciónInyección
Inicio Inicio WFWF
Simulación LíquidoCambio en los Factores de
Distribución de Agua (FDA)
Simulación de Petróleo
(Introducción de Términos de Eficiencia)
MetodologíaSimulación Analítica
A = Volumen Poral BarridoB = Volumen Poral del ElementoEv = Eficiencia Volumétrica de BarridoEv = A / B
Introducción de Eficiencias al Cálculo
Wid (VP)
Np
d (
VP
)
Teorica
(segun característica de fluidos y reservorios
Simulada
A
B
Inyector ProductorElemento de Flujo
DesplazamientoTeórico
t1
t2
Ev
MetodologíaSimulación Analítica
Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al
momento de la evaluación)
PROS:
• Simpleza y Rapidez = Se cuenta con una metodología efectiva para la optimización de proyectos de WF a través de la visualización de las conexiones entre productores e inyectores en las diferentes configuraciones de reservorios y patterns que se presenten
• Generación de Distintos Escenarios
CONTRAS:
• La metodología puede aplicarse en donde se cumplan en mayor medida las hipótesis de trabajo:
• Fluidos Incompresibles y procesos isobáricos
• Comportamiento homogéneo dentro de cada elemento de flujo
• Los efectos capilares y gravitatorios sean despreciables
MetodologíaPros y Contras
1.00
3.0
04.0
05.0
0
5.0
0
6.00
0.200 0.220 0.240 0.260 0.280 0.300 0.320 0.340 0.360 0.380 0.400 0.420 0.440 0.460 0.480 0.500 0.520 0.540 0.560
Productor cerrado
Productor abierto
Inyector cerrado
Inyector abierto
ND
NR
FO
ResultadosAnálisis de Resultados de Simulación
Esta es la base para la detección de oportunidades de optimización y desarrollos.
1.00
3.0
04.0
05.0
0
5.0
0
6.00
0.200 0.220 0.240 0.260 0.280 0.300 0.320 0.340 0.360 0.380 0.400 0.420 0.440 0.460 0.480 0.500 0.520 0.540 0.560
Productor cerrado
Productor abierto
Inyector cerrado
Inyector abierto
ND
NR
FO
Zonas sin inyección: Perf infill de inyectores, conversiones?
Zonas con bajas saturaciones de petróleo: Aislación en productores, cegado de mandriles?
Zonas con altas saturaciones de petróleo: Aumento inyección, perf Infill?
ResultadosAnálisis de Resultados de Simulación
10
100
1,000
ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14 ene-15 ene-16 ene-17
qo (
m3/d
)
Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la
evaluación)
Altertantiva 1: Redistribución
de la inyección de agua con pozos actuales
Alternativa 2:Redistribución +
perforaciones en distanciamiento actual
Alternativa 3:Redistribución +
perforaciones en distanciamiento reducido
ResultadosEvaluación de Alternativas
Evaluación de diferentes alternativas y generación de pronósticos asociados
Selección de los mejores trabajos – Escenario Best Case (Implementación)
Tiempo
Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al
momento de la evaluación)
10
100
1,000
ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14 ene-15 ene-16 ene-17
qo (
m3/d
)
Best Case – Escenario de
Implementación
ResultadosGeneración del Best Case
Caso Base (Extrapolación del modelo según las condiciones al momento de la
evaluación)
• De 135 Proyectos de WF en CGSJ, 31 fueron estudiados con PCWF que representan el 45% de las Reservas de WF en CGSJ
ResultadosEstudios Realizados
Proyectos WF Proceso Comun
Proyectos Totales
Proceso Comun
23 % Proyectos
% Reservas WF Proceso Comun
Reservas Sin CPWF
Reserva CPWF
45 % Reservas
Conclusiones
Se ha generado una metodología para evaluar los proyectos de WF en
forma consistente y repetible, que permite:
•Integrar y validar la información estática y dinámica
•Evaluar varias alternativas de desarrollo en corto tiempo
•Mejorar el Seguimiento de Proyectos
•Generar un Portafolio de Oportunidades para Desarrollos por WF
•Proveer el Soporte para la Estimación de Reservas
MUCHAS GRACIAS
POR SU ATENCIÓN
CONSULTAS?
Conclusiones
Recommended