MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE

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1 MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN EN YACIMIENTOS HETEROGÉNEOS Y APLICACIÓN DEL MÉTODO CURVAS DE DECLINACION AL CAMPO SANTA AGUEDA TESINA PARA OBTENER EL TITULO DE: LICENCIADO EN INGENIERÍA PETROLERA PRESENTA: JUAN JOSÉ MARTÍNEZ JUÁREZ DIRECTOR DE TESINA: ING. AMELI MELLADO VAZQUEZ 0

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4 ÍNDICE OBJETIVO... 5 INTRODUCCIÓN... 6 CAPITULO 1: CONCEPTOS BÁSICOS Tópicos de mecánica de yacimientos Porosidad Saturación de fluidos Permeabilidad Energías y fuerzas del yacimiento Propiedades de los fluidos Diferentes clasificaciones de yacimientos Tipos de aceite CAPITULO 2: MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN Clasificación de los métodos de pronóstico de producción Método de índice de hidrocarburos Método de isopacas Método de cimas y bases Curvas de declinación Declinación Exponencial Declinación Hiperbólica Declinación armónica Balance de Materia Expansión del petróleo Expansión del gas en solución Expansión de la capa de gas Expansión de agua connata y reducción del volumen poroso Entrada de agua Vaciamiento Ecuación general de balance de materia Consideraciones y aplicaciones Simulación numérica de yacimientos Antecedentes Definición y objetivos de simulación numérica de yacimientos Utilidad de la simulación Clasificación de los simuladores Planeación de un estudio de simulación Análisis FODA de los métodos de pronóstico de producción CAPITULO 3: DESCRIPCIÓN DEL CAMPO Antecedentes

5 3.2 Localización del campo Santa Águeda Configuración estructural Historia de producción del campo Santa Águeda Datos generales del campo Santa Águeda CAPITULO 4: APLICACIÓN DEL MÉTODO CURVAS DE DECLINACIÓN CONCLUSIONES REFERENCIAS ANEXOS Mecanismos de desplazamiento de los fluidos en los yacimientos Desempeño del yacimiento Clasificación de reserva de hidrocarburos

6 OBJETIVO Dar a conocer los diferentes métodos que se utilizan para hacer un pronóstico de producción y aplicar el método de curvas de declinación al campo Santa Águeda para realizar un pronóstico de producción del mismo. 5

7 INTRODUCCIÓN En la actualidad la importancia que ha tomado en la economía del país la industria petrolera me ha motivado a la realización del presente trabajo de grado denominado MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN EN YACIMIENTOS HETEROGÉNEOS Y APLICACIÓN DEL METODO CURVAS DE DECLINACION AL CAMPO SANTA AGUEDA. En la presente tesina se hará mención de los diferentes métodos utilizados para realizar el pronóstico de producción en yacimientos heterogéneos, ya que los yacimientos del país presentan este tipo de características. El trabajo se compone de cinco capítulos de los cuales se plantea una reseña de su contenido. En el primer capítulo se mencionan conceptos básicos que son utilizados comúnmente en el área de yacimientos. Posteriormente se dan a conocer los métodos más utilizados para realizar el pronóstico de la producción y sus principales características. Además se realiza una descripción del campo al cual se le hizo el pronóstico de producción mencionando, entre otras cosas su historia de producción y algunas características petrofísicas que se utilizan en la aplicación del método. En el cuarto capítulo se efectúa la aplicación del método curvas de declinación al campo Santa Águeda. Finalmente se presenta la conclusión a la cual se llegó, llevando a cabo este método. 6

8 CAPITULO 1: CONCEPTOS BÁSICOS 7

9 CAPITULO 1: CONCEPTOS BASICOS 1.1 Tópicos de mecánica de yacimientos Para realizar el pronóstico de producción de un yacimiento es necesario tomar en cuenta los parámetros utilizados en la aplicación de los diversos métodos, por lo tanto, en este primer capítulo denominado Conceptos básicos se hace mención de estos Porosidad Es la medida del espacio poroso en una roca en este espacio es donde se almacenaran los fluidos. Se calcula con la expresión: ec.1 Donde: Vp: volumen de poros Vb: volumen total de la roca Porosidad absoluta: considera el volumen poroso tanto de los poros aislados como de los poroso comunicados. Porosidad efectiva: considera la fracción de volumen de poros interconectados. Existe otra clasificación de la porosidad dependiendo del proceso que le dío origen. 8

10 Porosidad primaria: es el resultado de los procesos originales de formación del medio poroso tales como depositación, compactación. Figura 1.- porosidad primaria Porosidad secundaria: se debe a procesos posteriores que experimentan el mismo medio poroso, como disolución del material calcáreo pro corrientes submarinas, acidificación, fracturamiento. Figura 2.- porosidad secundaria La porosidad se expresa en fracción, pero es común también expresarla en porcentaje. La porosidad varía normalmente en los yacimientos entre el 5 y el 30 %. 9

11 La porosidad puede obtenerse directamente de núcleos en el laboratorio o indirectamente a partir de los registros geofísicos de explotación Saturación de fluidos La saturación de un fluido en un medio poroso es una medida de volumen de los fluidos en el espacio poroso de una roca, a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra en el yacimiento..ec.2 Donde: Vf: volumen del fluido (Vf puede representar: aceite (o), agua (w) o gas (g)) Vp: volumen poroso Dependiendo las condiciones a las que se encuentre, existen diferentes formas de clasificar las saturaciones dentro de las más comunes tenemos. Saturación inicial Será aquella a la cual es descubierto el yacimiento: en el caso del agua también se denomina saturación del agua congénita y es el resultado de los medios acuosos, donde se forman los hidrocarburos, dependiendo su valor el agua congénita podrá tener movimiento o no. Saturación residual Es aquella que se tiene después de un periodo de explotación en una zona determinada, dependiendo el movimiento de los fluidos, los procesos a los cuales se está sometiendo el yacimiento y el tiempo, esta puede ser igual, menor ó en casos excepcionales mayor que la saturación inicial. 10

12 Saturación critica Será aquella a la que un fluido inicia su movimiento dentro del medio poroso Permeabilidad La permeabilidad es una medida de capacidad de una roca la cual permite la conducción de un fluido a través de ella. La permeabilidad puede ser absoluta, efectiva o relativa. Permeabilidad absoluta Es la propiedad de la roca que permite el paso de un fluido, cuando se encuentra saturada al 100 % de ese fluido. Permeabilidad efectiva La permeabilidad efectiva a un fluido es la permeabilidad del medio poroso a ese fluido cuando su saturación es menor al 100%. Ko= permeabilidad efectiva al aceite. Kg= permeabilidad efectiva al gas. Kw= permeabilidad efectiva al agua. Permeabilidad relativa La permeabilidad relativa a un fluido es la relación de la permeabilidad efectiva a ese fluido a la permeabilidad absoluta. 11

13 Figura 3 curva típica de permeabilidad relativa Energías y fuerzas del yacimiento Tensión interfacial Es el resultado de los efectos moleculares por los cuales se forma una interfase que separa dos líquidos. Si σ =0 se dice que los líquidos son miscibles entre sí, como el agua y el alcohol. Un ejemplo clásico de fluidos inmiscibles se tiene con el agua y el aceite. En el caso de una interfase gas-liquido, se le llama tensión superficial. Fuerzas capilares Son el resultado de los efectos combinados de las tensiones interfaciales y superficiales, de tamaño y forma de los poros y del valor relativo de las fuerzas de cohesión de los líquidos, es decir de las propiedades de mojabilidad del sistema roca-fluidos. 12

14 Mojabilidad Es la tendencia de un fluido a extenderse o adherirse sobre una superficie sólida, en presencia de otro fluido y se mide por el ángulo de contacto. Si la roca es mojada por aceite se dice que es oleofílica (oleofila) y si lo es por agua será hidrófila. Presión capilar Es la diferencia de presiones que existe en la interfase que separa dos fluidos inmiscibles, uno de los cuales moja preferentemente a la roca. También se define la presión capilar como la capacidad que tiene el medio poroso de succionar el fluido que la moja y de repeler al no mojante Propiedades de los fluidos Los fluidos, como todos los materiales, tienen propiedades físicas que permiten caracterizar y cuantificar su comportamiento así como distinguirlos de otros. Algunas de estas propiedades son exclusivas de los fluidos y otras son típicas de todas las sustancias. Características como la viscosidad y presión de vapor solo se pueden definir en los líquidos. Viscosidad La viscosidad es una propiedad distintiva de los fluidos. Está ligada a la resistencia que opone un fluido a deformarse continuamente cuando se le somete a un esfuerzo de corte. 13

15 Compresibilidad La compresibilidad representa la relación entre los cambios de volumen y los cambios de presión que está sometido un fluido. Las variaciones de volumen pueden relacionarse directamente con variaciones de la masa específica si la cantidad de masa permanece constante. Presión de vapor Cuando un líquido se le disminuye la presión a la que está sometido hasta llegar a un nivel en el que comienza a presentar ebullición, se dice que ha alcanzado la presión de vapor Diferentes clasificaciones de yacimientos Definición de Yacimientos de Hidrocarburos Se entiende por yacimiento la porción de una trampa geológica que contiene hidrocarburos, la cual se comporta como un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los hidrocarburos ocupan los poros de la roca almacenante y están a alta presión y temperatura, debido a la profundidad a que se encuentra el yacimiento. Los yacimientos de hidrocarburos se han agrupado considerando diversos factores, por lo que han surgido las siguientes clasificaciones. De acuerdo con el tipo de roca almacenadora Arenas, cuya porosidad se debe a la textura de los fragmentos, pueden ser arenas limpias o sucias, estas últimas contienen: cieno, limo, lignita, bentonita, etc. 14

16 Calizas detríticas, formadas por la acumulación de fragmentos de calizas o dolomitas. Calizas porosas cristalinas, su porosidad se debe principalmente al fenómeno de disolución. Calizas fracturadas, su porosidad se debe principalmente a la presencia de fracturas. Calizas oolíticas, cuya porosidad se debe a la textura oolítica, con intersticios no cementados o parcialmente cementados. Areniscas, son arenas con un alto grado de cementación por materiales calcáreos, dolomíticos, arcillosos, etc. De acuerdo con el tipo de trampa Estructurales, como los anticlinales, por falla o por penetración de domos salinos (Fig. 4). Estratigráficas, debidas a cambios de facies o discordancias (Fig. 5). Combinadas, son trampas que resultan de la combinación de características tanto estructurales como estratigráficas (Fig. 6). Figura 4.- Ejemplos de trampas estructurales 15

17 Figura 5.- Ejemplos de trampas estratigráficas Figura 6.- Ejemplos de trampas combinadas 16

18 De acuerdo con el tipo de fluidos almacenados Yacimientos de aceite y gas disuelto. Todos los yacimientos de aceite contienen gas disuelto, cuando la presión inicial es mayor que la presión de saturación, todo el gas original se encuentra disuelto en el aceite. Yacimientos de aceite, gas disuelto y gas libre. Algunos yacimientos de aceite tienen gas libre desde el principio de su explotación, en este caso, la presión inicial es menor a la presión de saturación. Yacimientos de gas seco, sus condiciones originales de presión, temperatura y composición son tales que durante su vida productiva el gas está en una sola fase, tanto en el yacimiento como en la superficie. Yacimientos de gas húmedo, sus condiciones originales de presión, temperatura y composición son tales que durante su vida productiva el gas en el yacimiento está en una sola fase, pero en la superficie se recuperará en dos fases. Yacimientos de gas y condensado, sus condiciones originales de presión, temperatura y composición son tales que en cierta etapa de la explotación se presentará el fenómeno de condensación retrógrada y desde luego la producción en la superficie será en dos fases. De acuerdo con la presión original Yacimientos de aceite bajosaturado, su presión original es mayor que la presión de saturación. Arriba de esta presión todo el gas presente está disuelto en el aceite (yacimientos de aceite y gas disuelto). Yacimientos de aceite saturado, su presión original es igual o menor que la presión de saturación. El gas presente puede estar libre (en forma dispersa o acumulado en el casquete) y disuelto. 17

19 1.1.7 Tipos de aceite Aceite saturado.- Es aquel que a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra está en equilibrio con su gas. Aceite bajo saturado.- Es el que, a las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, es capaz de disolver más gas. Aceite supersaturado.- Es aquel que en las condiciones de presión y temperatura a que se encuentra, tiene mayor cantidad de gas disuelto que el que le correspondería en condiciones de equilibrio. Saturación crítica de un fluido.- Es la saturación mínima necesaria para que exista escurrimiento de dicho fluido en el yacimiento. 18

20 CAPITULO 2: MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN 19

21 CAPITULO 2: MÉTODOS DE PRONÓSTICO DE PRODUCCIÓN 2.1 Clasificación de los métodos de pronóstico de producción Los métodos utilizados para el pronóstico de producción se dividen en métodos volumétricos y métodos dinámicos. Los métodos volumétricos no estiman el volumen como tal de reservas, sino que están asociados con la determinación del aceite original in situ, dentro de los métodos volumétricos tenemos: Método de índice de hidrocarburos Método de cimas y bases Método de Isopacas Los métodos dinámicos son utilizados frecuentemente para estimar la recuperación final del yacimiento y al mismo tiempo complementar la estimación realizada con métodos volumétricos en las etapas tempranas del desarrollo del campo, otro uso de los métodos dinámicos es utilizarlos para la estimación de producción en áreas no perforadas en yacimientos parcialmente no desarrollados, dentro de los métodos dinámicos se encuentran: Curvas de declinación Cálculo por balance de materia Simulación numérica de yacimientos 2.2 Método de índice de hidrocarburos El método de índice de hidrocarburos es considerado uno de los más exactos dentro de los métodos volumétricos, en virtud de que toma la variación de los fluidos tanto horizontal como verticalmente. 20

22 ec.3 Donde: Ih= índice de hidrocarburos hn= espesor neto impregnado ø= porosidad efectiva de la formación So= (1-Sw)= saturación de hidrocarburos de la formación Esta información es para cada pozo y se puede definir como el volumen de hidrocarburos asociados a un de terreno. 2.3 Método de isopacas El método de isopacas de utiliza para determinar el volumen de roca de un yacimiento, con el cual se puede obtener, con los valores correspondientes de saturaciones, el volumen original de hidrocarburos. El método de isopacas tiene como base la configuración de un mapa con curvas de igual espesor, para cuya preparación se tiene que disponer de un plano con las localizaciones de todos los pozos que constituyen el campo en estudio. Se anota en cada uno de ellos el espesor neto de la formación y se hace la configuración por interpolación o extrapolación de datos para tener curvas con valores cerrados, tal como se observa en la Fig.7, que es un plano de isopacas para un campo hipotético que se toma como ejemplo. 21

23 Figura 7.- Plano de isopacas Las áreas encerradas por las diferentes curvas, se miden planímetro o usando fórmulas de integración numérica. con ayuda de un En la Fig. 8 aparece una gráfica en cuyas ordenadas están los espesores netos de la formación y en las abscisas, las áreas del terreno. Se determina el área bajo la curva entre los límites cero y área máxima. El valor encontrado se multiplica por la escala de la gráfica para obtener el volumen neto de roca. Al multiplicarse este volumen neto de roca por la porosidad media de la formación y por la saturación media de hidrocarburos, da precisamente el volumen de hidrocarburos que se trata de c. y. Figura 8.- Espesor de isopacas 22

24 2.4 Método de cimas y bases Este método tiene como base la configuración da mapas con curvas de igual profundidad tanto de las cimas como las bases de la formación, para cuya preparación es necesario disponer de planos con las localizaciones de todos los pozos que constituyen el campo en estudio. Por medio de registros geofísicos, se puede determinar la cima y la base de la formación productora para cada uno de los pozos. En el plano de localización de los pozos, se anotan en cada uno de ellos: la profundidad de la cima y de la base de la formación correspondiente como se observa en la Fig.9 Las áreas encerradas por las diferentes curvas se miden con la ayuda de un planímetro o usando fórmulas de integración numérica. Figura 9.- Plano de cimas y bases 23

25 2.5 Curvas de declinación El método de curvas de declinación requiere de un mínimo de información y recursos, por lo cual es el más utilizado para estimar rápidamente el volumen de la producción. La información base es el comportamiento histórico de la presión y de la producción de fluidos (aceite, agua y gas). El método consiste en la construcción de distintos graficos (ln p/np, ln Qo/Np, Qo/t, ln Qwi/Np, entre otros), que al correlacionarse con la información de producción y operación de pozos, permitan identificar tendencias asociadas a los periodos de explotación del yacimiento. Este tipo de análisis es ampliamente usado para la evaluación de reservas probadas desarrolladas. El fin de este método es determinar la más probable vida de los pozos así como su producción futura. Las curvas de producción de la historia de pozos individuales o del campo pueden ser extrapoladas para predecir el comportamiento futuro de la producción y estimar la recuperación final, así como el factor de eficiencia de recuperación. Antes de usar el análisis de declinación como herramienta del pronóstico de producción, se deben monitorear día a día las operaciones de producción. Muchos factores afectan los ritmos de producción y consecuentemente, las curvas de declinación. Estos factores pueden estar asociados a: 1. Procesos físicos que no son fáciles de controlar: Abatimiento de presión. Conificaciones. Movimiento de interfases. 24

26 2. Ambientes regulatorios: Espaciamiento entre pozos. Relación Gas-Aceite. Gastos de producción máximos. 3. Prácticas de operación: Cambios en los métodos de producción: iniciación de los programas de recuperación secundaria o recuperación terciaria. Frecuencia de las reparaciones. Tratamientos a pozos para incrementar la presión de fondo fluyendo. Cambios en las condiciones de los aparejos o en las instalaciones superficiales de producción. Tipo y tamaño de los sistemas artificiales de producción. Sistemas presurizados de recolección de gas. El monitoreo de las operaciones diarias antes de usar el método como herramienta de análisis. El primer y obvio acercamiento matemático a una curva de declinación es asumir que el gasto de producción a cualquier tiempo es una fracción constante de su gasto a una fecha precedente (Arps J. J. 1944) Arps define su concepto de proporción de pérdida (α: loss-ratio) como el gasto de producción por unidad de tiempo dividido por la diferencia en el gasto de producción del periodo de tiempo precedente.. 25

27 Figura 10. Declinación del gato de producción vs tiempo Figura 11. Declinación del gasto de producción vs tiempo (semi-log) Figura 12. Declinación del gasto de producción vs tiempo (log log) 26

28 2.5.1 Declinación Exponencial La declinación exponencial también se le conoce como declinación geométrica, semi-log, o de porcentaje constante, su característica principal es que el decremento en el gasto de producción por unidad de tiempo es proporcional al gasto de producción. Bajo la suposición de una declinación exponencial con un porcentaje de declinación constante, el gasto de declinación nominal, a, también es constante, ec.4 la cual, luego de integrar, conduce a la siguiente relación gasto/tiempo ec.5 Después de integrar por segunda vez, la producción acumulada al tiempo t es obtenida con la relación gasto/producción acumulada: ec.6 De la Ecuación 4, puede calcularse la vida remanente hasta el tiempo de abandono como ec.7 en la cual Fq = q i /q a, o eliminando la declinación a con la Ecuación 5, ec.8 27

29 En otras palabras, cuando se puede suponer un porcentaje de declinación constante, la vida futura será (F q ln F q )/(F q 1) veces tan larga como la vida necesaria para producir el mismo N pa a un gasto constante q i Declinación Hiperbólica La declinación hiperbólica es también conocida como declinación log-log; se presenta más frecuentemente y puede ser reconocida por el hecho de que las relaciones de perdida (α) muestran una serie aritmética y entonces, la primera diferencia de las relaciones de pérdida son constantes o cercanas a un número constante. El punto principal en la declinación hiperbólica es que la primera derivada (cambio en relación de pérdida con respecto al tiempo) es constante. Bajo declinación hiperbólica el gasto de declinación nominal a es proporcional a una potencia fraccional n del gasto de producción, cuyo valor se encuentra entre 0 y 1, ec.9 en la cual la constante b se determina con las condiciones iniciales como ec.10 Después de integrar, se obtiene la siguiente relación: ec.11 Siempre y cuando, los datos históricos confirmen que se puede ajustar una declinación hiperbólica a los datos de campo, después de una segunda integral, la 28

30 producción acumulada al tiempo t se obtiene de la ecuación gasto/producción acumulada así: ec.12 Bajo algunas condiciones específicas, la producción obtenida en yacimientos dominados por segregación gravitacional muestra este tipo de declinación para el exponente n = ½. Entonces, la relación gasto/tiempo queda como ec.13 mientras que la relación gasto/aceite acumulado ec.14 De la Ecuación 12, se puede calcular la vida remanente hasta el tiempo de abandono para este caso especial de declinación hiperbólica tal como: ec.15 y luego de eliminar d i con la Ecuación 13, ec.16 En otras palabras, la vida futura de un pozo con declinación hiperbólica (n = ½) será veces tan larga como la vida requerida para producir el mismo N pa a un gasto constante q i. Todo esto bajo la suposición que se debe confirmar que los datos históricos se ajustan a una declinación hiperbólica. 29

31 2.5.3 Declinación armónica Bajo declinación armónica, el gasto de declinación nominal a es proporcional a la tasa de producción, ec.17 en la cual la constante b es determinada con las condiciones iniciales. ec.18 Luego de integrar, se obtiene la siguiente relación gasto/tiempo para declinación armónica: ec.19 Después de una segunda integración, la producción acumulada al tiempo t se obtiene tal como lo expresa la relación gasto/producción acumulada: ec.20 A partir de la Ecuación 18, puede calcularse la vida remanente hasta el momento de abandono como: ec.21 o, después de simplificar a i de la declinación inicial con la Ecuación 19, ec.22 30

32 En otras palabras, la vida remanente para un pozo bajo declinación armónica será (Fq 1)/ln Fq veces tan larga como la vida requerida para producir el mismo N pa a un gasto constante. Lo anterior supone que a los datos históricos se les puede ajustar una declinación armónica. 2.6 Balance de Materia La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance volumétrico que iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento y la expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento (Dake, 1978) 1. La forma general de la EBM fue desarrollada inicialmente por Schilthuis en La EBM establece que la diferencia entre la cantidad de fluidos iniciales en el yacimiento y la cantidad de fluidos remanentes en el yacimiento es igual a la cantidad de fluidos producidos. La EBM representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control, definido como los límites iníciales de aquellas zonas ocupadas por hidrocarburos. La suma algebraica de todos los cambios volumétricos que ocurren en cada una de las zonas definidas dentro del volumen de control es igual a cero. Para el análisis volumétrico se definen tres zonas: la zona de petróleo, la zona de gas y la zona de agua que existe dentro del volumen de control. Una de las principales suposiciones es que las tres fases (petróleo, gas y agua) siempre están en un equilibrio instantáneo dentro del yacimiento. Los cambios de volúmenes ocurren a partir de un tiempo t=0 a un tiempo t=t cualquiera. 1 Dake, Fundamentals of Reservoir Engineering, Elsevier, The Netherlands, 1978, pp R. J. Schilthuis, Active Oil and Reservoir Energy, Trans., AIME, 118:

33 Primero se procede a definir los volúmenes iníciales en cada una de las zonas, luego los volúmenes remanentes al tiempo t=t y por último la diferencia entre estos representa la disminución en cada zona. Derivación de la ecuación de balance de materia La derivación de la EBM contempla el desarrollo de los términos que caracterizan el comportamiento volumétrico de yacimientos de petróleo: Expansión del petróleo Expansión del gas en solución Expansión de la capa de gas Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso Entrada de agua Vaciamiento Expansión del petróleo NBoi: volumen de petróleo inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl] NBo: volumen de petróleo actual a condiciones de yacimiento [MMbbl] N (Bo Boi): expansión del petróleo [MMbbl] Expansión del gas en solución NRsi: gas en solución inicial a condiciones estándar [MMMSCF] NRsiBgi: gas en solución inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl] NRsBg: gas en solución actual a condiciones de yacimiento [MMbbl] NBg (Rsi Rs): expansión del gas en solución [MMbbl] 32

34 2.6.3 Expansión de la capa de gas [MMbbl] : Volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento : Volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones estándar [MMMSCF] : Volumen actual de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl] : Expansión del gas en la capa de gas [MMbbl] Expansión de agua connata y reducción del volumen poroso La compresibilidad isotérmica se define como: ec.23 El cambio en el volumen de agua y la roca debido a la disminución de presión es: ec.24 ec.25 33

35 El volumen total de agua y roca es:. ec.26 ec.27 La expansión de agua connata y reducción del volumen poroso es: ec Entrada de agua La expresión más simple para calcular el volumen de la entrada de agua a un yacimiento es: We = cw (pi p) ec.29 W: volumen inicial de agua en el acuífero (depende de la geometría del acuífero) pi: presión inicial del yacimiento/acuífero p: presión actual del yacimiento/acuífero (presión en el contacto agua-petróleo) c: compresibilidad total (c = cw + cr) Vaciamiento La producción acumulada de petróleo, gas y agua es: NpBo: producción de petroleo [MMbbl] GpBg: producción de gas [MMbbl] 34

36 NpRsBg: producción del gas en solucion [MMbbl] WpBw: producción de agua [MMbbl] La inyección acumulada de fluidos es: WiBw + GiBg: inyección de agua y gas [MMbbl] Definimos : relación gas-petróleo acumulada El vaciamiento total es: ec Ecuación general de balance de materia La ecuación general de balance de materia es: ec.31 Suponiendo que se conoce el tamaño de la capa de gas (m) y el comportamiento de entrada de agua (We), es posible calcular el volumen del aceite original en sitio (N): 35

37 . ec Consideraciones y aplicaciones Consideraciones para aplicar balance de materia: 1.- Volumen poroso constante. 2.- El PVT es representativo del yacimiento. 3.- Proceso isotérmico. 4.- cw y cf son despreciables. 5.- Se considera equilibrio termodinámico entre el gas y el aceite a presión y temperatura de yacimiento. 6.- Dimensión cero. Finalidad de la ecuación de balance de materia: 1.- Determinar la cantidad de hidrocarburos iniciales en el yacimiento. 2.- Evaluar We conociendo N o G. 3.- Predecir el comportamiento del yacimiento. 4.- Evaluar factores de recuperación. 2.7 Simulación numérica de yacimientos 36

38 2.7.1 Antecedentes La evolución de la simulación numérica de yacimientos está estrechamente relacionada con el surgimiento de las computadoras digitales. Las primeras versiones aparecieron en los años 50 s (Coats, K.H., 1982). Anterior a esto, los pronósticos se basaban en soluciones analíticas de una sola fase, la ecuación de Buckley-Leverett (Welge, H.G. 1952) o simplemente usando el método de balance de materia (Dáke, L.P., 1979). Durante la década de los 60 s surgieron los simuladores de aceite negro (Odet, A.S., 1969). A medida que la capacidad de las computadoras aumento, surgieron los simuladores composicionales (Kazemi, H. y Vestal, C.R., 1978). Posteriormente con el avance en la caracterización estática de los yacimientos surgieron mejoras en las simulaciones de yacimientos (Young, L.C., y Stehenson, R.E., 1982). En la década de los 80 s, los desarrollos permitieron modelar yacimientos naturalmente fracturados y pozos horizontales. Se comenzó a hacer uso de geoestadística para describir las heterogeneidades en el yacimiento logrando con esto una descripción mucho más cercana a la realidad. En la actualidad, las computadoras se han vuelto más rápidas, más baratas y cada vez con más memoria, debido a esto, ahora es posible hacer simulaciones con mallas de millones de celdas, donde se emplean técnicas de desintegración de dominio para resolver grandes sistemas de ecuaciones y se utilizan mallas no convencionales Definición y objetivos de simulación numérica de yacimientos 37

39 La simulación numérica es una disciplina muy importante en la ingeniería de yacimientos petroleros, donde las especialidades de ciencias de la tierra e ingeniería intentan llegar a consensos lo más cercanos a la realidad, pues de ello dependerá la posibilidad de predecir el comportamiento de yacimientos con un grado de menor incertidumbre. La simulación numérica es la única metodología con la cual se puede describir cuantitativamente la fenomenología de flujo multifásico a través de medios porosos heterogéneos. Un estudio de Simulación integra lo siguiente: geología, geofísica, petrofísica, perforación, producción, ingeniería de yacimientos, instalaciones superficiales y restricciones legales y comerciales. El objetivo de la simulación numérica de yacimientos es proporcionar al ingeniero de diseño de explotación una herramienta confiable para predecir el comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos, bajo diferentes condiciones de operación Utilidad de la simulación La simulación de yacimientos constituye la herramienta más poderosa con que cuenta el ingeniero siempre y cuando se cuente con datos de geología y las propiedades de los fluidos estén propiamente caracterizados y el modelo matemático de simulación ha sido probado y calibrado adecuadamente. Mientras que un yacimiento físicamente puede producirse una sola vez y lo más probable es que no sea la forma más adecuada, dado que un error cometido en el proceso afectará cualquier cambio subsecuente, por el contrario, un modelo de simulación permite producir un yacimiento varias veces y de diferentes maneras, con lo cual se pueden observar otras alternativas para poder seleccionar la óptima para el yacimiento. Más específicamente, con la ayuda de la simulación, se puede lograr lo siguiente. 38

40 Conocer el volumen original de aceite. Tener una clara idea del movimiento de los fluidos dentro del yacimiento. Determinar el comportamiento de un campo de aceite bajo diversos mecanismos de desplazamiento, como puede ser: la inyección de agua, la inyección de gas o el uso de algún método de recuperación mejorada. Determinar la conveniencia de inyectar agua en un yacimiento de aceite por los flancos en lugar de utilizar un patrón determinado de pozos inyectores o viceversa. Optimizar los sistemas de recolección. Determinar los efectos de la localización de los pozos y su espaciamiento. De esta manera desarrollar un campo con base en una información limitada, pudiéndose determinar donde perforar nuevos pozos. Estimar los efectos que tiene el gasto de producción sobre la recuperación. Calcular la cantidad de gas que se obtiene de un número determinado de pozos localizados en puntos específicos. Definir valores de parámetros en el yacimiento, para llevar a cabo estudios económicos. Obtener la sensibilidad de los resultados o variaciones en las propiedades petrofísicas del yacimiento o las propiedades PVT de sus fluidos cuando no son bien conocidas. Realizar estudios individuales de pozos. Conocer la cantidad de gas almacenado. Hacer un programa de producción Clasificación de los simuladores A través del tiempo, las crecientes necesidades que ha tenido la industria petrolera, ha originado el desarrollo de una gran cantidad de simuladores, los cual 39

41 se pueden clasificar en función de las características que presenta el yacimiento que se piensa estudiar o el proceso que se quiere reproducir. Figura 13.- Clasificación general del los simuladores Planeación de un estudio de simulación 40

42 El procedimiento que se sigue en una simulación numérica de yacimientos depende de diversos factores. A continuación se muestra una serie de pasos que pueden aplicarse: 1.- Definición del Modelo Geológico. Distribución de las propiedades de la roca y la geometría de la estructura del yacimiento. 2.-Especificación de las propiedades termodinámicas de los fluidos. Distribución de las propiedades de los fluidos contenidos en el yacimiento. 3.-Selección de la malla de simulación. Considerar la geometría del yacimiento para elegir la malla acorde a la forma del yacimiento. 4.-Inicialización. Asignar las propiedades estáticas y dinámicas necesarias a las celdas numéricas en las que se dividió el yacimiento. 5.- Ajuste de Historia. Reproducir la historia de presión-producción del yacimiento hasta el tiempo presente. 6.- Predicción del comportamiento del yacimiento. Partiendo del modelo ajustado se realizan corridas con diferentes alternativas de producción. 41

43 2.8 Análisis FODA de los métodos de pronóstico de producción Métodos Fortaleza Oportunidad Debilidad Amenaza Métodos Volumétricos Se utilizan para realizar el Se utilizan al inicio de la vida Estos métodos solo Isopacas cálculo de productiva de determinan Cimas y bases volumen de un yacimiento, el volumen Índice de hidrocarburos reserva en un periodo de tiempo corto. para realizar una primera aproximación de las reservas de aceite en sito. de aceite in situ. Métodos dinámicos Curvas de declinación Balance de materia Simulación numérica Complementan los resultados obtenidos con los métodos volumétricos, realizan un pronóstico posible de recuperación. Se utilizan durante el desarrollo del yacimiento. Se requiere datos de laboratorio (datos petrofísicos y PVT). Presentan un grado muy alto de incertidumbre. Al requerir de datos de laboratorio cualquier error por mínimo que sea puede afectar el resultado final. 42

44 CAPITULO 3: DESCRIPCIÓN DEL CAMPO 43

45 CAPITULO 3: DESCRIPCIÓN DEL CAMPO 3.1 Antecedentes El campo Santa Águeda inicio su explotación en el año de 1953, con la perforación del pozo Santa Águeda -1 con una producción inicial de aceite de 3283 barriles y una presión en TP de 44 kg/cm2. Para desarrollar el campo se perforaron originalmente 64 pozos, resultando 3 invadidos de agua salada. En el año de 1994, se perforaron 5 pozos para optimizar el desarrollo del campo (4 productores y 1 invadido). Ese mismo año por análisis sísmicos bidimensionales, se detectaron en la periferia del campo otras estructuras, de las cuales, dos se han perforado con re-entradas: Santa Águeda 65-D, en la estructura Santa Águeda II, con una producción de 800 barriles diarios y una presión superficial de 48 kg/cm2. En la estructura Santa Águeda III, se perforó el pozo 14-D. La trampa estratigráfica y la roca almacén está constituida de grainstone y packestone de bioclastos y de foraminíferos bentoníticos, con porosidad primaria y secundaria, entre 3-18 %, k=1-6 Darcys y Sw= 25%. Los hidrocarburos son aceite pesado de 21 API y gas húmedo. El mecanismo de empuje principal es hidráulico activo. 44

46 3.2 Localización del campo Santa Águeda En la fig. 14 se muestra la ubicación del campo Santa Águeda Figura 14.-Ubicación del campo Santa Águeda 45

47 3.3 Configuración estructural En la fig. 15 se muestra la configuración estructural del campo Santa Águeda Figura 15.- Configuración estructural del campo Santa Águeda 46

48 3.4 Historia de producción del campo Santa Águeda La producción acumulada por año del campo Santa Águeda se representa en la tabla 1 Año Qo (bls/año) Qg Qw(bls/año) (pies3/año)

49 E

50 Gasto (BARRILES POR AÑO) Tabla 1.- Producción acumulada del campo por año Obteniéndose una producción acumulada al año 2012 de: AGUA: bls ACEITE: bls GAS ASOCIADO: E+11 Pies 3 Tabla 2.- Producción acumulada del campo Santa Águeda al año 2012 En las figuras 16,17 y 18 se representa gráficamente la producción acumulada de aceite, gas asociado y agua respectivamente GASTO DE ACEITE GASTO DE ACEITE Tiempo (Años) 49

51 Gasto (BARRILES POR AÑO) Gasto (FT3 POR AÑO) Figura 16.- Gasto de aceite GASTO DE GAS 1.6E E E+10 1E+10 8E+09 6E+09 4E+09 2E+09 0 GASTO DE GAS Tiempo (Años) Figura 17.- Gasto de gas GASTO DE AGUA GASTO DE AGUA Tiempo (Años) Figura 18.-Gasto de agua 50

52 3.5 Datos generales del campo Santa Águeda En la tabla 3 se muestran los datos generales del campo Santa Águeda. Campo: Santa Águeda Pozos Perforados: 70 Espaciamiento: 400 m Pozos con análisis petrofísicos: 2 Área (Km²) H. Prom. Neto (m) 53.2 ø (%) 15 Swi (%) 0.25 Sor (%) 54 Ko (md) 3000 Ty ( C) 84 Pi (Kg/cm²) 161 Pb (Kg/cm³) Nivel de Ref. (mbnm) 1398 Boi (m³/m³) Bob (m³/m³) ---- Rsi (m³/m³) 100 Pb, Ty (cp) 26.6 C.A. (cp) 236 Pb, Ty (gr/cm³) C.A. (gr/cm³) (14º API) Tabla 3.- Datos del campo Santa Águeda 51

53 CAPITULO 4: APLICACIÓN DEL MÉTODO CURVAS DE DECLINACIÓN 52

54 CAPITULO 4: APLICACIÓN DEL METODO CURVAS DE DECLINACIÓN 4.1 Aplicación del método curvas de declinación En el presente capitulo se realizó la aplicación del método de curvas de declinación al campo Santa Águeda utilizando la declinación exponencial, en el cual se llevó a cabo un pronóstico de la producción y se propondrá un posible tiempo de abandono. Se utilizo la declinación exponencial por las características que presenta el yacimiento el Abra del cual produce el campo Santa Águeda, además de que este tipo de declinación es el más utilizado para realizar un primer pronostico de producción en esta región. En la tabla 4 se tiene representada la producción acumulada por año del campo Santa Águeda desde su inicio de explotación hasta el año t (en años) Año Qo(bls/dia) promedio anual

55

56 Tabla 4.- Promedio anual de producción de aceite del campo Santa Águeda 55

57 Gasto (BPD) En la fig. 19 se representa gráficamente la producción acumulada por año del campo Santa Águeda en el tiempo comprendido de 1953 a GASTO DE ACEITE GASTO DE ACEITE Exponencial (GASTO DE ACEITE) Tiempo (Años) y = 12875e x Figura 19.- Producción promedio anual del campo Santa Águeda en un periodo de años de 1953 a

58 Gasto (BPD) En la fig. 20 utilizando una escala semilogaritmica se representa la producción promedio anual acumulada del campo Santa Águeda en el tiempo comprendido de 1953 a GASTO DE ACEITE y = 12875e x GASTO DE ACEITE 100 Exponencial (GASTO DE ACEITE) 10 1 Tiempo (Años) Figura.- 20 Producción promedio anual acumulada del campo Santa Águeda en una escala semilogaritmica Analizando los datos la fig. 20 de gasto de aceite (en bls/dia) vs tiempo de producción (en años) mediante la línea de tendencia exponencial se obtiene la fórmula para estimar el gasto a cualquier tiempo t: 57

59 .. ec.33 Sustituyendo la ecuación de la línea de tendencia en la formula se obtiene q = 12875e t Donde la caída de la declinación es. D= Con esta ecuación se estimará el gasto de aceite al año 2026 En la tabla 5 se representa el pronóstico de producción de aceite de los años comprendidos desde el 2013 hasta el 2026 T (en Año Sustitución Qo años) (bls/día) q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e *

60 q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * q = 12875e * Mayo 2026 q = 12875e * Fecha aproximada para el abandono del campo. Tabla 5.- Pronostico de producción de aceite distribuido por años Para obtener la fecha de abandono en excel, se selecciona en la barra de herramientas la opción de datos, posterior mente se da click en la pestaña de análisis y si y se selecciona buscar objetivo, dentro de ésta ventana se fija la celda de gasto de abandono con un valor de 420[bls/día ] y cambiar la celda de tiempo [años] y aceptar, nos proporciona el valor de El Np entre el 2013 y la fecha aproximada de abandono será de: Np= 3,153, bls. 59

61 Figura 21.- Seleccionar datos en barra de herramientas Figura 22.- Seleccionar análisis y si y dar click en la pestaña de buscar objetivo 60

62 Figura 23.-En la opción de definir celda se insertar el valor del gasto de aceite Figura 24.- En la opción de con el valor se inserta el gasto de abandono 61

63 Figura 25.-En la opción de para cambiar la celda se inserta el tiempo y se da click en aceptar Figura 26.-Finalmente se obtiene la fecha aproximada para el abandono del campo. 62

64 5.- CONCLUSIONES Tomando en cuenta que en la economía del país los hidrocarburos juegan un papel fundamental para el desarrollo de su infraestructura, concluyo que es de vital importancia determinar lo más exacto posible la capacidad de hidrocarburos con los que cuenta el yacimiento. De acuerdo a los métodos mencionados en la tesina, es pertinente tomar en cuenta que los métodos volumétricos se deben utilizar al inicio de la vida productiva de un yacimiento, mientas que los métodos dinámicos es conveniente utilizarlos durante el desarrollo del yacimiento. Para realizar un pronóstico de producción en un yacimiento, lo adecuado es utilizar la Simulación Numérica ya que esta nos arroja resultados más acertados, comparado con los resultados que puedan arrojar cualquiera de los otros métodos. Por el tiempo que representa llevar a cabo una simulación numérica no es uno de los métodos más prácticos a utilizar, por consiguiente, una de las alternativas más utilizadas debido a su eficiencia es el método curvas de declinación. Se utilizo la declinación exponencial por las características que presenta el yacimiento el abra del cual produce el campo Santa Águeda, además de que este tipo de declinación es el más utilizado para realizar un primer pronostico de producción en esta región. 63

65 Realizando el pronóstico de producción del campo Santa Águeda se obtuvo como resultado un tiempo de abandono al año 2026 y una producción acumulada 120,260, barriles de aceite. 64

66 6.- REFERENCIAS Bibliografía ARPS, J.J.: "Analysis of Decline Curves," Trans. AIME (1944) DAKE, Fundamentals of Reservoir Engineering, Elsevier, The Netherlands, 1978, pp. 73 ESCOBAR Macualo Freddy Humberto, Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos, Editorial Universidad Surcolombiana, Neiva - Huila - Colombia, pp ,48,62,80, ESCOBAR Macualo Freddy Humberto y Jairo Antonio Sepúlveda Gaona, Simulación de Yacimientos: Principios, conceptos y construcción de mallas. GARAICOCHEA P. Francisco y José Luis Bashbush B., Apuntes de comportamientos de los yacimientos, Editorial División de Ingeniería en Ciencias de la Tierra: Departamento de Explotación del Petróleo. PEMEX ACTIVO DE PRODUCCIÓN POZA RICA-ALTAMIRA base de datos, archivos de información del campo Santa Águeda. R. J. Schilthuis, Active Oil and Reservoir Energy, Trans., AIME, 118:

67 7.- ANEXOS 7.1 Mecanismos de desplazamiento de los fluidos en los yacimientos Procesos de desplazamiento La recuperación del aceite se obtiene mediante un proceso de desplazamiento. El gradiente de presión obliga al aceite a fluir hacia los pozos, pero ese movimiento se verifica solamente si otro material llena el espacio desocupado por el aceite y mantiene, en dicho espacio, la presión requerida para continuar el movimiento de los fluidos. En cierto modo el aceite no fluye del yacimiento, sino que es expulsado mediante un proceso de desplazamiento, siendo los principales agentes desplazantes el gas y el agua. Los procesos de desplazamiento son: Expansión de la roca y los líquidos. Empuje por gas disuelto liberado. Empuje por capa de gas, Empuje por agua. Desplazamiento por segregación. Combinación de empujes. Expansión de la roca y los líquidos Este proceso de desplazamiento ocurre en los yacimientos bajosaturados, hasta que se alcanza la presión de saturación, la expulsión del aceite se debe a la expansión del sistema. El aceite, el agua congenita y la roca se expanden, desalojando hacía los pozos productores el aceite contenido en el yacimiento. Dada la baja compresibilidad del sistema, el ritmo de declinación de la presión con respecto a la extracción, es muy pronunciado. La liberación del gas disuelto en el aceite ocurre en la tubería de producción, al nivel en que se obtiene la presión de saturación. La relación gasaceite producida permanece, por lo tanto constante, durante esta etapa de explotación. La saturación de aceite prácticamente no varía. La porosidad y la 66