Proyecto de simulación de un yacimiento en Eclipse (análisis y resultados)
Eclipse
Es un simulador de yacimientos de diferencia finita o instrumento más poderosos para dirigir decisiones. Al determinar las reservas del petróleo por la planificación de la producción temprana y el diseño de instalaciones superficiales, al diagnosticar problemas con técnicas de recuperación mejoradas, el software de simulación de yacimiento ECLIPSE permite a ingenieros predecir y manejar el flujo de fluidos de una manera más eficiente.
El software de simulación eclipse permite a las preguntas que afectan la viabilidad económica de un yacimiento ser contestadas.
Para realizar el modelo del Yacimiento Guárico, se requirió realizar pruebas y análisis previos al yacimiento en cuestión, para obtener información necesaria para realizar este modelo de manera precisa, lo cual significó un trabajo arduo y laborioso que duró años de estudio. Con los datos adquiridos, se representan los modelos del yacimiento necesarios para realizar el análisis multidisciplinario e interpretativo del mismo.
Se cuentan con dos modelos, dinámico y estático. En el modelo dinámico, se definen los tipos y condiciones de los fluidos en el yacimiento, su distribución y la forma como se mueven. Se representaron todas las propiedades que dependen del tiempo, es decir, que varían al transcurrir dichos periodos, como por ejemplo: PVT del yacimiento, composición de los fluidos, permeabilidades relativas, presiones capilares, historia de producción, inyección y presión. La interpretación de esta información permite definir las condiciones y distribución inicial de los fluidos, los mecanismos de producción, eficiencia de producción, eficiencia de extracción y las reservas totales.
Mientras que en el modelo estático, constituye todas las propiedades geológicas, aquellas que no varían con el tiempo, como por ejemplo: permeabilidad, porosidad, espesor, topes; que unidos a pruebas de yacimientos permiten definir con mayor claridad el mismo.
Caracterización del Yacimiento
Según la gravedad API
La industria mundial de hidrocarburos líquidos clasifica el petróleo de acuerdo a su gravedad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las calidades del crudo)
La clasificación oficial de UNITAR (United Institute for Training and Research) para los petróleos negros es la siguiente:
| Extrapesados | < 10 |
|---|---|
| Pesados | 10 - 20 |
| Medianos | 20-30 |
| Livianos | 30 – 40 |
| Condensados | > 50 |
Según los datos obtenidos, nuestro crudo tiene una gravedad API de 40°, y haciendo referencia a la tabla anterior podemos determinar qué tipo de crudo, por lo tanto, estamos en presencia de un crudo liviano, ya que el valor de 40° coincide con este intervalo.
De acuerdo a la viscosidad
Según la viscosidad del petróleo, este se puede clasificar en:
| Tipo | Viscosidad |
|---|---|
| Liviano | 0,1-0,4 |
| Mediano | 0,5-0,9 |
| Pesado | >0,9 |
A partir de los datos obtenidos, de previas pruebas se obtuvo una viscosidad del petróleo de 0.6, la cual entra en el rango de petróleo mediano, sin embargo esto no coincide con la clasificación del petróleo de acuerdo a la gravedad API, cabe destacar que esta clasificación es de referencia, siendo la de gravedad API la más aceptada en la industria.
Porosidad
La porosidad es una propiedad petrofísica estática fundamental para la evaluación de todo yacimiento. La porosidad, es la fracción del volumen total de la roca no ocupada o libre de material solido, es decir, representa los espacios vacíos (libre de material solido) entre los granos, los cuales están ocupados por agua, petróleo o gas.
Los valores de porosidad de los yacimientos pueden variar ampliamente dependiendo del tipo de formación.
Las porosidades para cada capa son las siguientes:
| Capas | Porosidad |
|---|---|
| 1 | 0,11 |
| 2 | 0,13 |
| 3 | 0,16 |
| 4 | 0,19 |
| 5 | 0,21 |
| 6 | 0,18 |
| 7 | 0,14 |
De las cuales se puede sacar una porosidad promedio de 0.16 o lo que es en porcentaje igual a 16%, esto se puede considerar una arena consolidada, y a su vez se puede apreciar cualitativamente como “buena” de acuerdo a la siguiente clasificación (Caracterización física de yacimiento-Ing. Gregorio Bruzual)
| Porosidad | Rango |
|---|---|
| Despreciable | <5% |
| Pobre | 5%-10% |
| Mediana | 10%-15% |
| Buena | 15%-20% |
| Muy buena | >20% |
Al ser una porosidad “buena”, significa que la roca posee una capacidad de almacenamiento de hidrocarburos y agua considerable.
Permeabilidad
La permeabilidad se define como la capacidad que tiene una roca de permitir el flujo de fluidos a través de sus poros interconectados independientemente del tipo que sean (a excepción del gas). Si los poros de la roca no se encuentran interconectados no puede existir permeabilidad.
La permeabilidad de las formaciones productoras varia mucho, dewde valores menores a 0.1 md hasta mayores a 13000 md. La misma determina el comportamiento del yacimiento y del pozo, pero el término puede referirse a muchos tipos de mediciones, por ejemplo, la permeabilidad puede ser absoluta o efectiva, vertical, horizontal o en cualquier otra dirección, debido a que la misma se define como un tensor.
La determinación de este tipo de permeabilidades es muy importante en los yacimientos, porque de ellas depende la buena ejecución de un levantamiento artificial por gas y del buen desarrollo de la producción del yacimiento así como la viabilidad de los procesos de recuperación secundaria y terciaria. Por ejemplo, al comienzo de la vida de un yacimiento, la principal preocupación es la permeabilidad efectiva horizontal promedio del petróleo o del gas, puesto que esta controla la productividad y el diseño de completación de cada uno de los pozos. Sin embargo, mas tarde, la permeabilidad vertical pasa a ser importante debido a su efecto en la conificación de gas y agua, así como en la productividad de pozos horizontales y multilaterales.
La importancia de cada tipo de permeabilidad depende del yacimiento al que se enfrente, en uno muy anisotropico hay mucha diferencia entre una y otra (anisotropía es la relación entre la permeabilidad vertical y la horizontal), por lo que destacará la que permita que el crudo o el gas tenga mas probabilidad de salir del yacimiento, o lo que es lo mismo, que tenga mas probabilidad de entrar a la sarta de producción.
De acuerdo a análisis previos, arrojaron los siguientes valores de permeabilidad para cada dirección
| Capas | KX | KY | KZ |
|---|---|---|---|
| 1 | 125 | 125 | 12,5 |
| 2 | 164 | 164 | 16,4 |
| 3 | 201 | 201 | 20,1 |
| 4 | 223 | 223 | 22,3 |
| 5 | 234 | 234 | 23,4 |
| 6 | 195 | 195 | 19,5 |
| 7 | 164 | 164 | 16,4 |
Se aprecia que la permeabilidad en x (horizontal) y la permeabilidad en y(vertical) son iguales, sin embargo en teoría siempre se espera que la permeabilidad vertical sea menor que la horizontal, y esto se debe a la presencia de arcillas o micas que se situan paralelamente a la estratificación lso que actúan como barrera a la permeabilidad vertical.
Sin embargo, algunas veces la permeabilidad vertical es mayor que la horizontal debido al fracturamiento o desarrollo de canales verticales.
Por otro lado, la calidad de un yacimiento consolidado de acuerdo a la permeabilidad puede ser clasificada de la siguiente manera:
| Permeabilidad | Rango |
|---|---|
| Pobre | <1 |
| Regular | 1-10 |
| Moderada | 10-50 |
| Buena | 50-250 |
| Muy buena | >250 |
Y de acuerdo a lo anterior la permeabilidad en dirección x y dirección en y, entra en el rango de “buena”, por lo que geológicamente tanto en permeabilidad y porosidad se puede decir que estamos en presencia de un yacimiento prospero para el almacenamiento y desplazamiento de hidrocarburos a producir.
Factor volumétrico del petróleo
El comportamiento del factor volumétrico del petróleo va a depender del estado de saturación del petróleo, es decir, si la presión se encuentra por encima o por debajo de la presión de burbujeo
En esta grafica se puede observar un leve aumento del factor volumétrico cuando la presión decrece de la presión inicial (Pi) a la presión en el punto de burbujeo (Pb) , lo que es lógico pues antes de este punto a medida que aumenta el volumen del petróleo a condiciones de yacimientos aumenta el factor volumétrico del petróleo, debido a que el líquido se expande en el yacimiento.
A presiones menores que la presión de burbujeo (Pb) a medida que se disminuye la presión aparece la primera burbuja de gas lo que implica que el volumen de hidrocarburos disminuye con respecto al aumento de gas que se libera, además hay que tener en cuenta que el gas liberado por lo general hace que el volumen de petróleo liquido se comprima disminuyendo así mas el volumen de petróleo con respecto al que se llego con la disminución de presión inicial hasta la presión de burbuja.
Factor volumétrico del gas
El factor volumétrico del gas, Bg, es un parámetro que relaciona el volumen que ocupa un gas condiciones de presión y temperatura de yacimiento con el volumen que ocupa la misma masa de gas en superficie a condiciones estándar (14,7 psia y 60ºF)
Es importante resaltar que el Bg no existe para presiones encima de la presión de burbujeo ya que por encima de esta no voy a tener gas.
Con el siguiente gráfico podremos explicar de manera clara como se comporta el factor volumétrico de formación del gas a medida que disminuye la presión. La presión inicial debe ser igual o menor a la presión equivalente en el punto de burbuja para que se pueda producir gas en el yacimiento, en la gráfica vemos que inicialmente el volumen de gas que se produce a medida que disminuye la presión va aumentando de manera muy pobre debido a que las burbujas que se forman del gas que se libera ocupan un volumen muy pequeño y están aisladas por lo cual no pueden liberarse fácilmente; posteriormente se observa que el volumen de gas aumenta de manera brusca a medida que disminuye la presión, esto ocurre porque las burbujas de gas comienzan a unirse y por ende el volumen de gas liberado aumenta con respecto al volumen liquido y esto facilita la liberación rápida del gas a medida que disminuye la presión hasta que llega un punto en que todo volumen de gas es liberado a una determinada presión.
Viscosidad del petróleo
La viscosidad del petróleo controla e influencia el flujo de petróleo a través del medio poroso y las facilidades de superficie.
En esta grafica se observa un comportamiento constante de esta propiedad con respecto a la presión, siendo dicho comportamiento no aplicable para este tipo de fluido (no newtoniano) ya que esta propiedad en estos fluidos se ve afectado por el efecto de la presión.
A su vez el efecto de la presión sobre la viscosidad está relacionado a la condición sobre la cual se encuentra el petróleo, es decir si el yacimiento esta subsaturado o saturado.
En realidad la relación entre la viscosidad de un petróleo de yacimiento con la presión debió tener una tendencia así:
A presiones mayores a la presión de burbujeo (Py>Pb), se observa que con una disminución de la presión se produce un aumento de las distancias intermoleculares ocasionando una disminución casi lineal de la viscosidad, por lo cual el petróleo fluye con mayor facilidad en el medio poroso aumentando su producción. Esto ocurre en crudos subsaturados donde la solubilidad del gas en el petróleo permanece constante.
Al llegar al punto de Pb. Cuando la presión de yacimiento disminuye por debajo de esta, comienza a aumentar la viscosidad debida a que se empieza a liberar los gases y se expande el fluido. Se mantiene los componentes pesados y se liberan los componentes livianos alcanzando un valor máximo de viscosidad, el cual dificulta el desplazamiento del petróleo en medio poroso, de igual manera dificultando su facilidad para llegar a la superficie.
Viscosidad del Gas
Es una propiedad importante para determinar la resistencia al flujo que presenta el gas durante su producción y transporte.
A medida que transcurre el tiempo en el reservorio existen factores que afectan la viscosidad del gas como son la composición, la presión y la temperatura.
En esta gráfica se observa un aumento de la viscosidad con el incremento de la presión, ya que al incrementar la presión, la distancia entre las moléculas disminuye originando más colisiones, aumentando así la viscosidad.
Solubilidad del gas en solución
La solubilidad del gas en el petróleo, está dada por los pies cúbicos normales de gas natural (PCN) en solución en un barril normal (BN) de petróleo a determinadas condiciones de presión y temperatura
Se puede apreciar en el gráfico una curva típica de la solubilidad del gas en el petróleo.
Se observa que a presiones mayores a la presión de burbujeo la solubilidad del gas es constante, ya que a estas presiones no se desarrolla gas en el medio poroso.
Mientras que cuando la presión se reduce por debajo de la presión de burbujeo, se comienza a formar gas en el yacimiento y menos gas permanece en el líquido por lo que ocurre una disminución de la solubilidad. . Por debajo de la presión de burbujeo también se pueden notar los efectos de la densidad del Gas y de los ºAPI, una disminución de la densidad del gas origina una disminución del (Rs) debido a que la presencia del gas esta en menor proporción en el petróleo.
Propiedades de la Roca
Curvas de permeabilidades relativas
Para este yacimiento, mediante análisis de núcleo se obtuvieron muestras de los pozos las cuales se usaron en el laboratorio para medir las permeabilidades relativas agua-petróleo, arrojando los siguientes valores:
| First Header | Second Header | First Header |
|---|---|---|
| Sw | Kro | Krw |
| 0,25 | 0,92 | 0 |
| 0,3 | 0,705 | 0,02 |
| 0,4 | 0,42 | 0,055 |
| 0,5 | 0,24 | 0,1 |
| 0,6 | 0,11 | 0,145 |
| 0,7 | 0 | 0,2 |
Como se puede observar en la siguiente gráfica, estamos en presencia de un yacimiento hidrófilo, es decir, la fase humectante es el agua
Este parámetro se pudo identificar, ya que la saturación a la cual ocurre la intersección de las curvas de permeabilidades relativas es mayor al 50%, lo que indica que el yacimiento es humectado pro agua.
En este yacimiento los granos de las rocas son preferiblemente mojados por agua. El agua fluye preferiblemente por los canales más pequeños de las rocas y el petróleo por los canales más grandes, lo que es favorable para la extracción de hidrocarburos del yacimiento.
Presión Capilar
Es la diferencia de presión a través de la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, cuando se ponen en contacto en un medio poroso.
Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante de la interfase (Pnw), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pn). Esta diferencia de presiones se define como presión capilar (Pc).
Debido a la presencia de las fuerzas capilares en el medio poroso, pueden existir zonas de transición agua-petroleo y petróleo-gas en el yacimiento con acuífero y/o capa de gas.
Con los resultados de núcleo, realizados a muestras del yacimiento Se pudo realizar la gráfica de Presión Capilar
Promedio
| Sw | Pcwo |
|---|---|
| 0,25 | 4 |
| 0,3 | 2,9 |
| 0,4 | 1,65 |
| 0,5 | 0,85 |
| 0,6 | 0,3 |
| 0,7 | 0 |
Basándose en el grafico de presión capilar obtenidas se logro establecer una saturación de agua irreducible (Swc) de 25 % que representa la cantidad de fluido humectante que permanece o queda en los poros más pequeños del medio poroso, donde a partir de este punto empieza la zona de transición en los intervalos productores y hasta llegar a saturaciones de 70% aproximadamente. Dichas curvas de presión capilar nos servirán cuando se inicie la construcción del modelo numérico y se requieran para la determinación de la distribución inicial de los fluidos en el yacimiento.
Resultados
Conclusiones
Por medio de la simulación se puede obtener una predicción del yacimiento y por lo tanto diferentes escenarios para la producción.
Mediante el proceso de simulación es posible establecer controles a los pozos productores, en las tasas de producción de petroleo, gas y agua, así como también, en las relaciones gas-petroleo y agua-petroleo.
Los simuladores pueden cerrar pozos, cerrar intervalos productores/inyectores, establecer levantamiento artificial por gas o bombas, distribuir las tasas a través de los pozos o completaciones, y demás cambios a las condiciones de los pozos, según sea el criterio del usuario y las capacidades del simulador.
La permeabilidad horizontal es mayor a la permeabilidad vertical debido a los efectos de cementación y de presión de sobrecarga.
Al cabo de transcurrir un año, la presión se mantuvo constante ya que alcanzo su punto de agotamiento donde el yacimiento no produce hidrocarburos de manera natural.
El análisis de sensibilidades contribuye a establecer parámetros críticos en el comportamiento del yacimiento, definir rangos de resultados y ayudar a diseñar programas de recolección de información clave del reservorio.
Al sensibilizar parámetros como máxima tasa de producción, número de pozos y ubicación de los pozos productores, se pudo constatar que dichos parámetros inciden en las reservas y el factor de recobro de dicho yacimiento .
El espaciamiento entre los pozos de un yacimiento influirá en el factor de recobro, pues a mayor espaciamiento mayor eficiencia de expulsión
Propiedades como porosidad, permeabilidad, topes, fallas y profundidad del yacimiento se mantienen constantes en el tiempo, y forman parte de lo que conocemos como “modelo estático del yacimiento”.
Factores como la presión, saturación de agua, petróleo y gas, solubilidad del gas, entre otros, constituyen lo que se conoce como “modelo dinámico”, y estos a su vez ayudaran a definir las condiciones y comportamiento de los fluidos que se encuentran en el yacimiento.
Los pozos se cerraron al pasar un año ya que dejaron de producir, debido al falta de energía propia del yacimiento
La tasa de gas total en todo el campo es la mayor entre los 3 fluidos que se encontraban en el yacimiento.
Recordar es vivir amiga, recuerdo haber asistido a tu presentación como si fuera ayer. Como pasa el tiempo!!
Ay si amigo, hasta con nostalgia hice este post. Por cierto, mientras lo hacia estaba viendo horizonte profundo, no se si la viste, pero era una película sobre la explosión que hubo en una plataforma en México, horrible vale.