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En el análisis del comportamiento de yacimiento, calculo de reservas y diseño de equipos, se requiere el conocimiento de las propiedades físicas de los fluidos. Estas propiedades normalmente se determinan en el laboratorio mediante el análisis de muestras de fluidos tomadas en el fondo de los pozos o mediante una apropiada recombinación de muestras tomadas en superficie.
El conjunto de pruebas necesarias para determinar estas propiedades se denomina análisis Presión, Volumen, Temperatura, P.V.T., como comúnmente se le llama, y consiste en determinar la relación entre presión, volumen y temperatura para una mezcla de hidrocarburos (líquido y gas) en particular.
Fuente: Ing. Carlos Bánzer S. Correlaciones Numericas P.V.T.
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Muchas veces, sin embargo, no se dispone de información experimental, debido a que no se pueden obtener muestras representativas de los fluidos o porque el horizonte productor no garantiza el gasto en realizar un análisis P.V.T. de los fluidos del yacimiento. En estos casos, las propiedades físicas de los fluidos deben ser determinadas por analogía o mediante el uso de correlaciones empíricas.
En el pasado las correlaciones P.V.T. fueron presentadas en forma tabular y/o grafica; sin embargo, con la aparición de las calculadoras manuales programables y las computadoras personales, tales correlaciones han sido reducidas a simples ecuaciones numéricas o expresiones analíticas con el propósito de utilizarlas en programas de computación.
Fuente: Ing. Carlos Bánzer S. Correlaciones Numéricas P.V.T.
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Las correlaciones P.V.T. son desarrolladas a partir de datos de laboratorio y/o campo y formuladas de manera que puedan ser utilizadas con datos obtenidos sin mucha perdida de tiempo y/o inversión de esfuerzo. Estos datos son:
a. Propiedades de los fluidos:
• Gravedad especifica del petróleo
• Gravedad especifica del gas
• Razón gas producido-petróleo
b. Propiedades del yacimiento:
• Presión
• Temperatura
Antes de determinar una propiedad, se debe asegurar que la aplicación de interés se encuentra dentro del rango de los datos para la cual la correlación fue desarrollada. Una vez hecho esto, la correlación utilizada será adecuada y se obtendrán resultados confiables.
Fuente: Ing. Carlos Bánzer S. Correlaciones Numéricas P.V.T.
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El equipo integrado necesita una plataforma de trabajo común, si se quiere realizar un estudio integrado. La creación de una plataforma tal ha sido la mayor preocupación de los vendedores de software E&P en los últimos años e indudablemente se han dado pasos agigantados respecto a ello cuando se compara la forma de trabajo de hoy con la de hace diez años atrás.
El software abierto y las aplicaciones integradas son hoy una realidad que puede encontrarse en nuestro escritorio. Sin embargo, no se han resuelto todos los problemas. Estas plataformas inicialmente han sido desarrolladas para aplicaciones de geociencia y están capacitadas para integrar completamente todas las disciplinas asociadas a la parte “estática” de un estudio integrado. Como se ha mencionado, cuando se considera la integración de los datos dinámicos, la situación es mucho menos flexible. Además de que, mientras estas plataformas ofrecen soluciones integradas en sí mismas, normalmente resultan ser mucho menos integradas las unas con las otras. Desde el punto de vista del usuario, es muy difícil la transferencia de datos de una plataforma a otra sin tener que modificar los archivos de alguna manera.
La situación actual es lo que se podría definir como “loose integration”. La transferencia de datos de una aplicación a otra necesita ser llevada a cabo a través de soluciones “ad hoe”, las cuales normalmente implican algún software como interface. Loose Integration hoy existe no solo entre las aplicaciones de diferentes vendedores sino también entre plataformas integradas y otras aplicaciones que no estaban disponibles en dichas plataformas. Para dar un ejemplo de “Loose Integration”, cuando se va a usar un paquete geoestadístico, el cual es externo a una plataforma usada, los datos necesitan ser extraídos de la base de datos del proyecto y reformateados a través de algún tipo de software, para poder ser cargados en el software geoestadístico. La operación inversa se realiza cuando se recarga la data interpretada la base de datos. Los geólogos que han realizado estas transferencias saben lo trabajosas y largas que son estas operaciones.
Loose Integration básicamente significa que la data resida en diferente bases de datos, accesibles por diferentes software. Las operaciones de extracción y recarga son un paso necesario, si las actividades van a estar integradas. La gran mayoría de los equipos de yacimientos y compañías consultoras actualmente están trabajando en un ambiente de Loose Integration.
En contraste a esto, se puede definir “tight integration”. Tight Integration implica que muchas aplicaciones coexistan unas con las otras sin que los datos sufran alguna transferencia o cambio, sin importar la tarea o el distribuidor de las aplicaciones.
Idealmente, “Tight Integration” requerirá una única base de datos, accesible desde diferentes aplicaciones. En reconocimiento de este problema, algunas iniciativas de multi-compañias comenzaron en la última década. “Petrotechnical Open Software Corporation” (POSC) y “Public Petroleum Data Model” (PPDM) son ejemplos de organizaciones sin fines de lucro patrocinadas por todas la compañías petroleras del mundo y distribuidores de software, que tienen como objetivo establecer un modelo común de data para la industria del petróleo.
Estas iniciativas, sin embargo, no han generado los resultados esperados, a causa de los conflictos comerciales entre los participantes.
Por el momento, la idea de tener que tratar con diferentes sistemas de comunicación en parte ha sido aceptada como una especie de mal necesario en la mayoría de las empresas de petróleo y servicios. Con respecto a esto, dos tendencias han ido apareciendo en los últimos años.
* Elegir utilizar un distribuidor de plataformas, que ofrezcan toda la gama de aplicaciones de yacimientos (Shared Earth Model o SEM). Estos sistemas ofrecen en si mismo Tight Integration, pero las aplicaciones individuales no son necesariamente lo mejor en el mercado, mientras la comunicación con otros sistemas se dificulta.
* Elegir trabajar con la mejor aplicación en el mercado, sin importar la plataforma. El problema en este caso es establecer un sistema de comunicación estable entre las diferentes bases de datos, a través de interfaces estándar.
El problema de la interoperabilidad de los sistemas sigue siendo el foco de atención de las empresas del petróleo y servicios. Se han comenzado a explorar nuevas perspectivas, una de las más interesantes es la posibilidad de comunicarse a través de diferentes sistemas compartidos en la tierra y diferentes sitios a través de internet (Figura 1). Tales oportunidades pueden tener un impacto significativo en la forma de los estudios integrados que se llevaran a cabo en el futuro.
Sin embargo, la solución definitiva de los problemas de interoperabilidad aun está por comenzar. Mientras tanto, es responsabilidad de los directores del proyecto prestar atención a este problema y asegurar que no haya pérdida de tiempo y recursos debido a cuestiones asociadas a la interoperabilidad.
Fuente: Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.
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Pronósticos de producción
Comportamiento IPR y TPR del pozo
La forma más sencilla de obtener pronósticos de producción es imponer una tasa total de fluido (agua + petróleo) para todos los pozos. Dicha tasa total usualmente es igual al promedio de los pozos en los años recientes.
Si bien este enfoque tiene el mérito en yacimientos particulares, un enfoque muy típico para el pronóstico en yacimientos implica la definición de algunas limitaciones de superficie.
En tal caso, la forma en que el simulador trabaja con el cotejo histórico y las fases pronóstico es básicamente diferente. Durante el cotejo histórico, el comportamiento del campo es conocido y el modelo traslada la tasa de petróleo impuesta dentro de la red de presiones, a través de una rutina de manejo de pozos.
En la fase de pronósticos, por otro lado, las tasas no son conocidas y deben ser calculadas poniendo un conjunto de normas en el modelo, que desde un punto de vista práctico a menudo son representadas por las condiciones de presión fluyente en el cabezal. Este límite de presión depende de las condiciones de superficie (flujo natural, gas lift), la completación usada, tipo de flujo (monofásico y multifásico) y la presión en lelyacimiento. Para representar cada condición adecuadamente es necesario un modelo de pozo hidráulico.
Dicho modelo define las tablas de “comportamiento de flujo vertical” (VFP), las cuales describen las condiciones de relaciones de comportamiento en el tubing (TPR) en el pozo. Muchos simuladores tiene la facilidad para computar internamente las curvas de “comportamiento de flujo vertical” a través de correlaciones empíricas. Alternativamente, estas curvas pueden ser calculadas usando un software especializado de perdidas por fricción externa, y luego son introducidas en el simulador.
El comportamiento del TPR tiene un fuerte impacto en la deliberabilidad del pozo. Para obtener resultados reales, es importante por lo tanto, definir los parámetros de entrada cuidadosamente, a través de la cooperación con los ingenieros de producción, y chequeando los resultados de los cálculos del VFP usados en el campo. Típicamente, por ejemplo, las tablas VFP deben ser calibradas contra los resultados de aquellos pozos donde las medidas de presión de fondo y cabezal fluyente están disponibles.
El comportamiento del IPR también es importante. Las pruebas disponibles para pozos proveen una valiosa data de la información de la deliberabilidad del pozo y da estimados útiles del actual índice de productividad (PI) de los pozos y del grado de daño. Estos valores pueden ser usados para corregir el PI del pozo computado por el modelo, el cual por lo general es diferente, ya que la presión en la celda no es igual a la presión de frontera de drenaje del pozo.
La importancia de la definición del comportamiento del IPR y TPR de los pozos en el modelo está relacionada con el hecho de que la productividad de los pozos en la fase de pronósticos es calculada de cada relación. La Figura 1 muestra un ejemplo de un gráfico IPR – TPR (inflow-outflow), donde la producción instantánea del pozo está definida por el punto de cruce de ambas curvas.
Arranque de los casos de predicción
El comienzo de los casos de pronóstico de producción es, en general, un proceso menos dificultoso que la fase de cotejo histórico. No obstante, la primera prueba siempre resulta en algunos problemas, especialmente cuando se trabaja con tablas VFP. El primer paso en el procedimiento de ajuste de la predicción es, por lo tanto la calibración de índice de productividad por pozo.
De hecho, el cambio del modelo de cotejo histórico a pronóstico frecuentemente resulta en discontinuidades en las tasas individuales de los pozos, presiones y actividades (Figura 2). Como se menciono anteriormente, esto está relacionado al hecho de que el índice de productividad calculado en el modelo no está generalmente calibrado con el actual índice de productividad actual del campo. Esta diferencia es transparente en la fase de cotejo histórico, donde los pozos trabajan bajo condiciones impuestas de tasa, pero resulta evidente en la fase de predicción donde el PI calculado determina la productividad del pozo.
Además del radio de drenaje, la diferencia entre el PI del modelo y el campo está relacionada al factor de daño del pozo, el cual normalmente es tomado como cero al comienzo del estudio. Por lo tanto, el factor de daño usualmente es el primer parámetro que se ajusta, para calibrar el comportamiento del pozo y obtener una suave transición entre el cotejo histórico y la fase de predicción. Cuando esto no es suficiente, pueden ser requeridos mas ajustes substanciales en el PI del modelo.
 Figura 2 – Calibración de PI del pozo
Fuente: Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP
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Pronósticos de producción
Hacer pronósticos de producción usualmente es la fase concluyente de un estudio integrado de yacimientos. En su esencia, el objetivo de este tipo de trabajo es visualizar el comportamiento futuro del campo bajo diferentes estrategias de explotación y generar perfiles de producción necesarios para la evaluación económica del proyecto.
Todos los esfuerzos del equipo integrado, en términos de la caracterización y simulación del yacimiento, convergen en esta fase del estudio, donde la más prometedora estrategia de explotación debe ser analizada y propuesta para ser administrada en periodos de tiempo cortos, medianos y largos.
En lo que respecta a la complejidad técnica inherente, la fase de pronósticos de producción del modelo de simulación puede ser substancialmente diferente para varios casos. En estudios simples, la predicción se puede realizar en cuestión de días, pero en casos más complejos se puede tardar meses, dependiendo del tamaño y complejidad del modelo, el manejo del pozo y el número de predicciones a realizar.
Datos de entrada para las predicciones
En esta sección se plantearan los parámetros usuales de entrada que deben ser definidos en el modelo de simulación antes de iniciar los pronósticos de producción.
El primer paso siempre es la definición del caso a ser corrido. Los casos de predicción son diseñados usualmente al comienzo de la fase de pronósticos, pero también es importante señalar que un mayor número de casos de predicción pueden ser definidos como el estudio producto, en base a los resultados de las corridas previas.
El número y tipo de casos obviamente dependen del estudio particular y del tiempo disponible, sin embargo es común la práctica de definir un caso base, el cual corresponde a la continuación de la explotación del campo bajo las prevalecientes condiciones de operación. Los siguientes resultados de predicción son comparados para este caso base, el cual puede considerarse como un punto de referencia para las opciones de desarrollo alternativo.
La definición de los casos subsecuentes debería ser hecha con el objetivo de obtener la mejora en producción y perfiles de inyección, en términos del mayor factor de recobro y/o producción acelerada de las reservas existentes. Con este objetivo, una serie de posibles escenarios de desarrollos alternativos deben ser probados, los cuales a su vez deben ser compatibles con las infraestructuras, la disponibilidad de fluidos de inyección, diversas limitaciones financieras y así sucesivamente. El conocimiento del yacimiento adquirido durante las fases previas del estudio debería formar una base consistente para una revisión preliminar de las propuestas posibles.
En todos los casos, la definición de los casos de predicción a ser corridos debe ser hecha a través de una cooperación cercana con la gerencia, los economistas y los departamentos de producción y facilidades. De este modo se garantiza que no se desperdicien recursos en la simulación de casos irreales de producción.
Fijación de directrices y limitaciones
Para simular el comportamiento futuro de un campo, se debe especificar un grupo de normas de trabajo en el modelo, el cual aplica tanto para las facilidades de superficie como para los pozos individuales. Estas reglas son llamadas directrices y limitaciones, y contemplan las condiciones de funcionamiento para el campo estudiado. Las típicas limitaciones de superficie son las tasas máximas de petróleo, gas y agua, máximas tasas y presiones de inyección, mínima THP y máxima RGP. En el pozo las limitaciones básicas son la máxima RAP, RGP o tasa total de líquido y mínima tasa de petróleo.
Los simuladores modernos permiten a la ingeniería de yacimientos definir condiciones de trabajo muy flexibles. La Tabla 1 provee una lista de las limitaciones más típicas que pueden aplicarse a un simulador, tanto para grupos como para pozos individuales. Además de estas limitaciones simples, se pueden definir esquemas de explotación de pozos que permitan el modelaje de condiciones operacionales complejas por la implementación automática de secuencias lógicas de “workovers”, recompletación o perforación de nuevos pozos e inicio de levantamiento artificial, de acuerdo a criterios especificados.
 Tabla 1 – Limitantes típicas para predicciones en yacimiento
Una vez más, hay que destacar que estas limitaciones deben ser discutidas con los ingenieros de producción, para asegurarse de que se está diseñando una estrategia realista de explotación.
Otro punto importante a considerar es, que estas restricciones tienen un impacto significativo en los perfiles de producción resultantes, y por lo tanto se debe tener cuidado al aplicar el mismo conjunto de normas a todos los casos la predicción, si se buscan resultados comparables.
Fuente: Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.
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Después que se construye el modelo del yacimiento, debe ser probado para determinar si se puede duplicar el comportamiento del campo. Generalmente, la descripción utilizada del yacimiento en el modelo es validada mediante la ejecución del simulador con datos históricos de producción e inyección y comparar las presiones calculadas y movimiento de fluidos con el comportamiento actual del yacimiento. Una prueba más estricta es que el simulador pueda computar los últimos resultados de los diferentes pozos, como historia de presiones y movimiento de fluidos. Los datos utilizados en el cotejo histórico pueden variar con el alcance del estudio, pero normalmente se incluyen la presión y datos de producción del yacimiento.
Los parámetros de entrada del modelo deben ser ajustados hasta un cotejo aceptable obtenido entre el modelo y el campo. Tenga en cuenta que a la hora de ajustar los parámetros del yacimiento durante el cotejo histórico la intención es describir el yacimiento real lo mejor posible con los datos disponibles. Normalmente, uno ajusta:
1. Permeabilidades del yacimiento para cotejar gradiente de presiones del campo.
2. Permeabilidad y extensión areal de lutitas y otras zonas de baja permeabilidad para cotejar el movimiento vertical de fluidos.
3. Relación entre permeabilidad relativa y saturación para cotejar distribución de saturación dinámica y gradientes de presión.
4. Tamaño de acuífero, porosidad, espesores, y permeabilidad para cotejar la cantidad y distribución de influjo de agua natural.
Si no existe un comportamiento histórico, esta fase del proyecto no se puede llevar a cabo.
Fuente: Reservoir Simulation. Calvin C. Mattax and Robert L. Dalton.
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