Adecuación de Ecuaciones Convencionales para Pronósticos de Producción de reservorios No Convencionales

Transcripción

1 Adecuación de Ecuaciones Convencionales para Pronósticos de Producción de reservorios No Convencionales Carlos R. Gilardone Luciana De Marzio Nicolas Bellini Carlos A. Canel Unconventional Reservoirs Conference Neuquén, Argentina June 2014

2 Agenda Introducción Objetivos Análisis del problema y Posibles soluciones Adaptación de ecuaciones convencionales Aplicación sobre casos reales Conclusiones Recomendaciones

3 Introducción Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-1 Qoil [m3/d] Qwat [m3/d Presión dinámica de Fondo Presión de Boca GOR[m3/m3]

4 Introducción Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-1

5 Introduccion Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-2 Qoil [m3/d] Qwat [m3/d Presión dinámica de Fondo Presión de Boca GOR[m3/m3]

6 Introduccion Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-3 Qoil [m3/d] Qwat [m3/d GOR[m3/m3] Presión dinámica de Fondo Presión de Boca

7 Introduccion Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX-4 Presión dinámica de Fondo Presión de Boca

8 Gas/oil ratio [scf/stb] Pressure [psia] Liquid rate [STB/D] Introduccion Comportamiento de pozos Pozo Ejemplo XX Presión dinámica de Fondo Presión de Boca /10/ /11/ /11/ /12/ /12/2012

9 Introduccion Comportamiento de pozos de petroleo No Convencional Fuerte declinacion inicial Cambio del comportamiento de la declinacion Estabilizacion Importante recuperacion de presion en paros de produccion Importante recuperacion del caudal en paros de produccion Comportamiento inestable debajo de la presion de burbuja Cambios en composicion y propiedades despues de paradas Amplio espectro de tipos de fluido Deposiciones de parafinas y asfaltenos

10 Objetivos Desarrollar una metodología de pronósticos de producción que describa adecuadamente los procesos físicos en reservorio e instalaciones de producción que sea una herramienta confiable y que brinde resultados en tiempos razonables Con esta metodología deberíamos estar en condiciones de : Reproducir las historias de producción y presiones Desarrollar pronósticos de producción bajo distintas Alternativas de Optimización Cambios de Choke Cambios en tubing o líneas Cambios en presiones de captación Sistemas de Extracción artificial Otros

11 Analisis del problema y posibles soluciones METODOS ESTADISTICOS METODOS ANALITICOS METODOS NUMERICOS

12 Analisis del problema y posibles soluciones METODOS ESTADISTICOS Curvas declinatorias Combinación de curvas declinatorias IP = Q/(Pwsi Pwh) Relación entre parámetros de la fractura y variables de producción

13 Analisis del problema y posibles soluciones METODOS ESTADISTICOS Rápida aplicación y visualización Eficaces para estudiar comportamientos históricos Permiten pronosticar en las mismas condiciones de operación No permiten pronósticos con optimización y cambios No pueden modelar comportamiento después de paros de producción

14 Análisis del problema y posibles soluciones Evolución del IP = Q/(Pwsi Pboca) Presión de boca Condición Inicial Condición Actual Optimización Caudal de liquido

15 Analisis del problema y posibles soluciones Evolución del IP = Q/(Pwsi Pb) vs Analisis Nodal Real Presión dinámica de fondo Condicion INICIAL Condición ACTUAL Optimización Caudal de liquido

16 Análisis del problema y posibles soluciones Distribución de presiones Métodos Numéricos Volumen estimulado SRV MATRIZ

17 Analisis del problema y posibles soluciones METODOS ANALITICOS Volumen estimulado SRV MATRIZ

18 Analisis del problema y posibles soluciones METODOS ANALITICOS MATRIZ Volumen estimulado SRV 1E+6 1E+5 Flujo PseudoRadial Flujo lineal Zona No Estimulada Flujo lineal PSS del SRV E E+5 Time [hr]

19 Analisis del problema y posibles soluciones Todos los métodos Analíticos y Numéricos requieren definir el Volumen del SRV. Algunos métodos Analíticos necesitan también definir el volumen transferido entre la matriz y el SRV.

20 Adaptación de ecuaciones convencionales Transferencia de petróleo Volumen estimulado SRV MATRIZ Desde el punto de vista del balance de materia existe una analogía entre este comportamiento y la intrusión de agua en un yacimiento convencional

21 Adaptación de ecuaciones convencionales N= Np(Bo-Rs*Bg)+Bg*Gp-(We-Wp) mboi[(bg/bgi)-]-(boi-bo)+bg(rsi-rs) Calculando el volumen original in-situ (N) a distintos tiempos de la explotación de un yacimiento con sus correspondientes datos de producciones acumuladas y parámetros PVT dependientes de la presión estática y considerando We = 0, debería verificarse el mismo valor de N. Cuando esto no ocurre es porque el sistema recibe aporte de fluidos de otra fuente, caso en el que los valores de N son crecientes.

22 N (m3) Adaptación de ecuaciones convencionales N= Np(Bo-Rs*Bg)+Bg*Gp-(We-Wp) mboi[(bg/bgi)-]-(boi-bo)+bg(rsi-rs) 3.00E E E E+07 N+F(we) 1.00E E E+00 F(we) = We/mBti[(Bg/Bgi)-1]-(Bt-Bti) 0.00E E E E E E E E E+07 Np (m3)

23 Adaptación de ecuaciones convencionales ANALOGIA INTRUSION DE AGUA POZO NO CONVENCIONAL La analogía considera : Cada pozo de Petróleo No Convencional produce de su propio radio de drene. El valor de N en el caso de petróleo convencional corresponde al volumen del SRV en el caso de No Convencional El valor de la función de entrada de agua Fwe en el caso de petróleo convencional corresponde al valor del petróleo transferido entre la matriz y el SRV en petróleo no convencional. Para poder aplicar esta analogía se debe tener la historia de presiones estáticas del SRV. Esta historia de presiones se obtiene aplicando el ANALISIS NODAL INVERSO

24 Adaptación de ecuaciones convencionales ANALISIS NODAL INVERSO Los valores de presión estática en el SRV se calculan : Se calcula la curva IPR inicial con el valor de Pwsi y la presión dinámica calculada para el caudal de inicio del pozo. Con los valores de caudales de fluido en cada fecha se calculan los valores de presiones dinámicas de fondo a partir de las reportadas en boca en cada control. Si el pozo tiene sensor de presión en fondo se toman los valores de presión dinámica medida en cada fecha Se declinan las curvas IPR considerando la incidencia del corte de agua y el daño por compactación hasta cortar el valor de presión dinámica correspondiente a cada control. La presión estática que marca esta IPR es la presión del SRV

25 Adaptación de ecuaciones convencionales ANALISIS NODAL INVERSO Pwsi Presión dinámica de fondo Pws1 Pws2 Condición Inicial Pws3 Pws4 Presiones dinámica calculadas a partir de los caudales de fluido y la presión dinámica de boca Caudal de liquido

26 Adaptacion de ecuaciones convencionales Con los valores de presión estática en el SRV calculada y las producciones de fluido acumuladas se calcula la curva N vs Np De esta curva se deducen los valores del volumen original de SRV y la función de transferencia de petróleo entre la matriz y el SRV De esta función de transferencia se despejan los caudales transferidos en función de Pwsi Pws. N versus NP Función de Petróleo Transferido

27 Aplicación sobre casos reales Se utilizo la metodología presentada para el análisis y simulación de la historia de producción de dos pozos de petróleo No Convencional. Los pasos seguidos fueron los siguientes : A partir de la historia de producción de fluidos y presión dinámica de boca se determino la evolución de la presión estática en el SRV utilizando el análisis nodal inverso Se calculo la curva N vs Np determinándose el volumen del SRV y la función de transferencia de petróleo entre la matriz y el SRV Con estos parámetros se calibro un modelo integral Balance de Materiales Nodal. Se corrió este modelo en forma predictiva utilizando como dato la evolución de la presión de boca. El modelo integral fue inicializado con el PVT en modo composicional

28 Aplicación sobre casos reales Modelo integral para pronostico Se desactiva el choque en la simulación porque se carga como input presiones de boca de pozo. SRV Matriz

29 N calculado (m3) Aplicación sobre casos reales Pozo XX-1 Curva N vs Np y = x VSRV= m3 C=0.02 rb/day*cp/psi Np (m3) N_Np Lineal (N_Np)

30 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-1 Simulación de la historia de producción de petróleo

31 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-1 Simulación de la historia de presiones

32 N calculado (m3) Aplicación sobre casos reales Pozo XX-2 Curva N vs Np VSRV= m3 C= rb/day*cp/psi Np (m3) N_Np Lineal (N_Np)

33 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-2 Simulación de la historia de producción de petróleo

34 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-2 Simulación de la historia de presiones

35 N calculado (m3) Aplicación sobre casos reales Pozo XX-3 Curva N vs Np VSRV= 2000 m3 C=0.04 rb/day*cp/psi Np (m3) N_Np

36 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-3 Simulación de la historia de producción de petróleo /12/ /12/ /01/ /02/ /02/ /03/ /04/ /04/ /05/2012 Qoil[m3/d] Mbal Qoil[m3/d] Historia

37 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-2 Simulación de la historia de presiones

38 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-3 Resultados Simulación Numérica Perfil de Presiones Histórico Perfil de Presiones Simulado Modelo controlado por caudal de petróleo.

39 Aplicación sobre casos reales Pozo XX-2 Resultados Simulación Numérica Distribución de Presiones Previo al Ensayo de Presión Fluencia Distribución de Presiones al Fin del Ensayo de Presión Cierre

40 Conclusiones La Metodologia presentada permite obtener los parámetros para calibrar modelos de predicción de comportamiento de pozos de petróleo No Convencional que describen el proceso de producción de este tipo de yacimientos. La utilización de esta Metodologia permite acotar los valores de volumen del SRV y transferencia de petróleo entre el SRV y la matriz minimizando las tareas repetitivas de ajuste de estos parámetros en modelos integrales y simuladores numéricos. Los resultados del volumen del SRV permiten evaluar la efectividad de las fracturas hidráulicas. Estos modelos permiten el desarrollo de pronósticos de producción con análisis de sensibilidad a distintas alternativas de diseño de pozos e instalaciones y a distintas condiciones de operación inclusive para casos de cierre de pozos y puesta en marcha posterior. La configuración de los modelos predictivos en forma composicional permite extender el potencial de este tipo de herramientas posibilitando desde prever variaciones en composición y propiedades PVT de los fluidos durante la explotación del pozo hasta la predicción de fenómenos de deposición de parafinas.

41 Recomendaciones Desarrollar algoritmos de diagnostico, calibración y predicción enlazados de forma de poder analizar un importante numero de pozos en corto tiempo. Relacionar los volúmenes calculados para el SRV y las funciones de transferencia de petróleo con los datos característicos de la fractura de modo de poder predecir comportamientos futuros con mayor precisión. Estudiar especialmente el comportamiento de estos pozos cuando la presión en el SRV cae por debajo de la de burbuja. Es importante la definición del valor de la saturación critica de gas y las curvas de permeabilidad relativa para el ajuste de esta parte de la historia de producción y presiones Profundizar el estudio de los fenómenos composicionales que se verifican en este tipo de fluidos tanto en el equilibrio liquido vapor como liquido vapor - solido

42 Estado del Desarrollo TIPO DE FLUIDO METODO CARACTERIZACION ESTADO Petroleo Base Black Oil + Archivo Test Gas Base Black Oil + Archivo Beta Petroleo Riguroso Black Oil + Archivo Desarrollo Gas Riguroso Black Oil + Archivo Revision Codigos Petroleo Base + Riguroso Composicional Codigos Base Gas Base + Riguroso Composicional Codigos Base Petroleo Predictivo Black Oil + Archivo Desarrollo Gas Predictivo Black Oil + Archivo Desarrollo Petroleo Predictivo Composicional Gas Predictivo Composicional

43 Estado del Desarrollo

44 Estado del Desarrollo

45 Estado del Desarrollo

46 Estado del Desarrollo Metodo Riguroso DP/Q[psi/bbl/d] Presion[kg/cm2] Dp/Q Pwf Ln(tiempo dias) 0

47 Estado del Desarrollo Metodo Riguroso Modelo Hurst ra rw at dwe dt ew w ln k at h Pi P ew dwe dt C Pi P ln( at) We C t P ln( at 0 ) t Ra=Rsrv

48 Estado del Desarrollo Metodo Riguroso Modelo Hurst- Determinacion Grafica de las constantes ew ( Pi P) ew C( Pi P) ln( at) 1 C ln( at) 1 C 1 ln a C ln( t) (Pi-P)/ew m=1/c 1/Cln(a) Ln(t)

49 Estado del Desarrollo Metodo Riguroso DP/Q[psi/bbl/d] Presion[kg/cm2] Modelo Hurst- Determinación Grafica de las constantes Dp/Q Pwf Lineal (Dp/Q) y = x R² = Ln(tiempo dias) 0

50 Estado del Desarrollo Metodo Riguroso DP/Q[psi/bbl/d] Qoil [bbl/d], P [kg/cm2] Modelo Hurst- Reproducción Histórica del Caudal Dp/Q Qo Pwf Qo calc Ln(tiempo dias) 0.0

51 GRACIAS POR SU ATENCION Adecuación de Ecuaciones Convencionales para Pronósticos de Producción de reservorios No Convencionales Carlos R. Gilardone Luciana De Marzio Nicolas Bellini Carlos A. Canel Unconventional Reservoirs Conference Neuquén, Argentina June 2014