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ANDRÉS FABIÁN AMAYA HERNÁNDEZ DIANA ALEJANDRA MÁRQUEZ GARNICA
COMPARACIÓN DEL COMPORTAMIENTO DE DIFERENTES
TIPOS DE YACIMIENTO SEGÚN EL TIPO DE POZO Y EL
MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN
ANDRES FABIAN AMAYA- ALEJANDRA MÁRQUEZGARNICA
RESUMEN
En este proyecto se compara mediante la
simulación numérica el comportamiento de
un yacimiento en dos casos: uno al ser
perforado con pozos verticales y el otro por
pozos horizontales, en los cuales puede
haber presencia o no de un acuífero de
fondo, variando la inyección de agua la cual
fue interna o externa.
INTRODUCCIÓN
La simulación numérica es una herramienta
que permite predecir el comportamiento de
un yacimiento al ser operado de diferentes
maneras, lo cual es de vital ayuda para
disminuir la incertidumbre y mejorar la
efectividad de los procesos que se llevan a
cabo en la explotación de petróleo.
1. DESARROLLO DEL PROYECTO
Para el desarrollo del proyecto se utilizaron
los datos que se muestran en las siguientes
tablas.
Tabla 1. FLUIDO BLACK OIL
Fuente:
Tabla 2. Permeabilidades del yacimiento
Ki Kj Kk
111 111 44.4
98 98 39.2
124 124 49.6
156 156 62.4
199 199 79.6
230 230 92
167 167 66.8
139 139 55.6
206 206 82.4
100 100 40
Fuente:
Tabla 3. Porosidad promedio del
yacimiento
0.25
PROPIEDAD VALOR U
Temperatura 220 ºF
Data max press 2000 Psi
Punto de Burb 811 Psi
API 28
Gravedad Gas 0,67
Ref Pres Wat 14,696 Psi
Salinidad W 10000 ppm
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MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN
ANDRÉS FABIÁN AMAYA HERNÁNDEZ DIANA ALEJANDRA MÁRQUEZ GARNICA
Tabla 4. Descripción roca- fluido
Descripcion Valor
SWCON - Endpoint Saturation:
Connate Water
0.3
SWCRIT - Endpoint Saturation: Critical Water
0.3
SOIRW - Endpoint Saturation:
Irreducible Oil for Water-Oil Table
0.35
SORW - Endpoint Saturation: Residual Oil for Water-Oil Table
0.35
SOIRG - Endpoint Saturation:
Irreducible Oil for Gas-Liquid Table
0.35
SORG - Endpoint Saturation: Residual Oil for Gas-Liquid Table
0.35
SGCON - Endpoint Saturation: Connate
Gas
0.02
SGCRIT - Endpoint Saturation: Critical Gas
0.2
KROCW - Kro at Connate Water 0.72
KRWIRO - Krw at Irreducible Oil 0.2
KRGCL - Krg at Connate Liquid 0.1
KROGCG - Krog at Connate Gas 0.72
Exponent for calculating Krw from
KRWIRO
2
Exponent for calculating Krow from KROCW
2
Exponent for calculating Krog from
KROGCG
2
Exponent for calculating Krg from KRGCL
2
Tabla 4. Condiciones iniciales
PROP. VALOR U
Press 2000 Psi
Depth 2500 Ft
DWOC 3500 Ft
P burb. Cte 811 Psi
2. MODELOS CREADOS
Los datos de las tablas anteriores fueron los
empleados para la simulación de cada
modelo que se creó, excepto el contacto
agua aceite en los casos que incluyen
acuífero.
2.1 Pozos verticales
2.1.1. Caso base: en este modelo se
perforaron seis pozos verticales con BHP de
1686 psi y STO de 400 bbl, siendo estos
valores constantes para los otros casos de
este tipo de perforación, con el propósito de
analizar posteriormente la producción de
fluidos, la caída de presión y el factor de
recobro.
2.1.2. Acuífero en las últimas tres
capas: en este modelo las primeras siete
capas tienen una saturación de aceite de 0.8
y de agua de 0.2, las tres capaz restantes
están saturadas completamente de agua, es
decir 1.
2.2.3. Inyección de agua con acuífero:
en este modelo se perforaron seis pozos
inyectores con BHP de 2400 psi y STW de
220 bbl (aplicadas para todos los casos de
inyección), para los cuales se aplicaron dos
casos de inyección de agua, que fueron:
Interna: este tipo de inyección se
llevó a cabo perforando los pozos
hasta un TD menor que la de los
pozos productores.
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MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN
ANDRÉS FABIÁN AMAYA HERNÁNDEZ DIANA ALEJANDRA MÁRQUEZ GARNICA
Externa: la perforación de los
pozos para de este tipo de inyección
llego hasta el acuífero brindándole
un empuje extra.
2.2.3. Inyección de agua sin acuífero:
este tipo de inyección se llevó a cabo
perforando los pozos hasta un TD menor
que la de los pozos productores.
2.2 . Pozos horizontales
2.1.1. Caso base: en este modelo se
perforaron tres pozos horizontales con BHP
de 2000 psi y STO de 400 bbl, siendo estos
valores constantes para los otros casos de
este tipo de perforación, con el propósito de
analizar posteriormente la producción de
fluidos, la caída de presión y el factor de
recobro.
2.1.2. Acuífero en las últimas tres
capas: en este modelo las primeras siete
capas tienen una saturación de aceite de 0.8
y de agua de 0.2, las tres capaz restantes
están saturadas completamente de agua, es
decir 1.
2.2.2. Inyección de agua con acuífero:
en este modelo se perforaron tres pozos
inyectores verticales para los cuales se
aplicaron dos casos de inyección de agua,
que fueron:
Interna: este tipo de inyección se
llevó a cabo perforando los pozos
hasta un TD menor que la de los
pozos productores.
Externa: la perforación de los
pozos para de este tipo de inyección
llego hasta el acuífero brindándole
un empuje extra.
2.2.3. Inyección de agua sin acuífero:
este tipo de inyección se llevó a cabo
perforando los pozos hasta un TD menor
que la de los pozos productores.
3. SENSIBILIDAD CASO BASE
3.1. Pozos verticales
En primera instancia se graficaron las
diferentes curvas de sensibilidad dejando
constante la producción de aceite y variando
la presión de fondo de pozo BHP, con el fin
de observar y seleccionar el escenario
óptimo de producción. Las variables que se
graficaron fueron: caída de presión, factor
de recobro, producción acumulada de
aceite, de gas y de agua.
Grafica 1. Caída de Presión vs. Tiempo
Fuente: CMG
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MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN
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Gráfica 2. FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 3. Np vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 4. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 5. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
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MECANISMO PRIMARIO DE PRODUCCIÓN
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En segunda instancia se graficaron las
diferentes curvas de sensibilidad dejando
constante la presión de fondo de pozo BHP
y variando la producción de aceite, con el
fin de observar y seleccionar el escenario
óptimo de producción.
Gráfica 6. Caída de Presión vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 7. FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 8. Np vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 9. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
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Gráfica 10. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
3.2. Pozos horizontales
Para el análisis de la sensibilidad en el caso
de los pozos horizontales se graficaron
diferentes curvas dejando constante la
producción de aceite y variando la presión
de fondo de pozo BHP, con el fin de
observar y seleccionar el escenario óptimo
de producción. Las variables que se
graficaron fueron: caída de presión, factor
de recobro, producción acumulada de
aceite, de gas y de agua.
Gráfica 11. Caída de Presión vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 12. FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 13. Np vs. Tiempo
Fuente: CMG
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Gráfica 14. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 15. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Posteriormente se graficaron las diferentes
curvas de sensibilidad dejando constante
la presión de fondo de pozo BHP y variando
la producción de aceite, con el fin de
observar y seleccionar el escenario óptimo
de producción.
Gráfica 16. Caída de Presión vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 17. FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
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Gráfica 18. Np vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 19. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 20. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
4. ANALISIS DE RESULTADOS DE
LOS MODELOS
A continuación se muestran las gráficas
que se obtuvieron de la simulación numérica
de los modelos creados mencionados
anteriormente:
4.1 Pozos verticales
4.1.1. Caso base: las siguientes graficas se
consideraron como punto de referencia para
comparar el comportamiento de las
variables según la configuración del modelo.
Gráfica 21. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 22. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
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Gráfica 23. Wp vs. Tiempo
4.1.2 Fuente: CMG
4.1.2 Acuífero en las últimas tres capas
Gráfica 24. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 25. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 26. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
El factor de recobro disminuye con respecto
al del caso base ya que debido a la
presencia de un acuífero finito se produce
tanto el agua como el crudo, pero este
disminuye en relación con el del caso base,
además la presión se mantiene en los
mismos valores que el caso de referencia.
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4.1.3. Inyección de agua con acuífero:
Interna:
Gráfica 27. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 28. Np. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 29. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Debido al empuje del agua inyectada por los
pozos la presión no cae drásticamente,
igualmente gracias a este fenómeno el
factor de recobro aumenta, sin embargo se
produce mayor cantidad de agua.
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Externa:
Gráfica 30. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 31. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 32. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Este caso presenta valores similares a la
inyección interna de agua, sin embargo la
producción de aceite es mayor y se
presenta una reducción de la producción de
agua.
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4.1.4 Inyección de agua sin acuífero
Gráfica 33. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 34. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 35. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
No se observa una caída drástica de la
presión a pesar de la usencia de un
acuífero, ya que la inyección de agua se
hace hasta la base del yacimiento y la
incertidumbre acerca de la migración del
agua hacia zonas de no interés es baja.
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4.2 Pozos horizontales
4.2.1. Caso base: las siguientes graficas se
consideraron como punto de referencia para
comparar el comportamiento de las
variables según la configuración del modelo.
Gráfica 36. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 37. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 38. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
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4.2.2. Acuífero en las últimas tres
capas
Gráfica 39. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 40. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 41. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
En este yacimiento la caída de presión es
baja debido a la presencia de un acuífero
finito, pero debido a esta circunstancia el
factor de recobro disminuye y
consecuentemente la producción de aceite,
generando una alto corte de agua.
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4.2.3 Inyección de agua con acuífero
Interna:
Gráfica 42. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 43. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 44. Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
La caída de presión es baja puesto que
además del acuífero existente en este
yacimiento la inyección de agua ayuda al
mantenimiento de la presión, el factor de
recobro y la producción de aceite con
respecto al caso base disminuye.
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Externa:
Gráfica 45. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 46. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 47. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Valores similares se presentan respecto a la
inyección interna de agua, pero presenta
ciertas diferencias en el factor de recobro
permitiendo obtener 40 MMbbl más.
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4.2.4 Inyección de agua sin acuífero
Gráfica 48. P, FR vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 49. Np, Gp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Gráfica 50. Wp vs. Tiempo
Fuente: CMG
Como se mencionó en el caso de los pozo
verticales esta configuración del yacimiento
me genera una caída de presión baja, pero
debido a este método de recobro se obtiene
un gran volumen de agua en superficie.
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5. ANÁLISIS ECONOMICO
Precio promedio del WTI U$/Bl 75
Lift cost crudo U$/Bl 8
Lift cost agua U$/Bl 0.5
Lift cost gas U$/1000 SCF 0.3
Petroleo Producido STB 8000000
Agua Producida Bl 9720000
Gas Producido SCF 2241000000
Ingresos U$ Costo L.C cudo
U$
Costo L.C agua
U$
Costo L.C. gas
U$/1000 SCF
Flujo de
caja
Flujo de caja libre
(Rentabilidad)
600000000 64000000 4860000 672300 530467700 513795700
ROI Payback (años) Payback (meses) Payback (dias) R-B/C
5037.212745 0.019228315 0.230739779 7.199081113 7.525181137
Inversion inicial valor unidad U$/Bl
Cantidad valor total U$/Bl
Costos de pozo productor vertical
1700000 6 10200000
Costos de pozo inyector 1000000 6 6000000
Planta de inyeccion y tratamiento de aguas
472000 472000
16672000
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6. CONCLUSIONES
Cuando se realizó la optimización del MODELO BASE se observó aumento en la producción de aceite pero este aumento vino de la mano con el crecimiento del corte de agua, el cual es un patrón fundamental al momento de mejorar las condiciones de producción, ya que se debe observar si la producción de aceite cubrirá los gastos de la sobreproducción de agua, para ello se recomienda realizar un análisis económico posterior al implemento de la optimización en el simulador.
Con ayuda del análisis de sensibilidad se puede verificar la magnitud de incidencia de factores en los resultados, tal como se hizo con el MODELO BASE, al cual después de variar constrains se le realizó dicho análisis y se logró mejoras disminuyendo el corte de agua, manteniendo el factor de recobro y la presión. Durante el desarrollo del parcial se hicieron los respectivos análisis que permitieron.
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