Aplicación De Un Simulador De Yacimientos 3-D Para Pozos Hidráulicamente Fracturados.
La presencia de yacimientos de baja permeabilidad con grandes acumulaciones de hidrocarburos combinada con la creciente demanda mundial de los mismos hace necesario el fracturamiento de dichos yacimientos para aumentar la permeabilidad en las cercanías de los pozos y así poder producir la mayor cantidad de hidrocarburo posible. Estas actividades conllevan una gran complicación para la simulación de yacimientos, más que en lo técnico, en lo económico, debido al tiempo que se invierte en este tipo de procesos. En esta sección del blog trabajaremos sobre un artículo técnico publicado en la SPE que trata sobre la simulación de yacimientos fracturados hidráulicamente. El artículo trata temas como los métodos antiguos para tratar este tipo de problemas, un método que agiliza la simulación y ejemplos didácticos que serán discutidas. El artículo técnico es el número SPE-110093 y fue desarrollado por E. P. Lolon, J. R. Shaoul y M. J. Mayerhofer.
Existen diferentes métodos para predecir el flujo de fluido de la formación al pozo en yacimientos fracturados hidráulicamente. En general, se pueden encontrar métodos analíticos y métodos numéricos desarrollados por diferentes tipos de simuladores. Los primeros presentan gran cantidad de desventajas frente a los segundos, entre las desventajas mas destacadas de estos métodos están el no estimar la posibilidad del cambio geométrico de las capas adyacentes durante el fracturamiento y que en pozos horizontales no toma en cuenta el contacto vertical resultante de la fractura. Estos dos factores provocan resultados no reales al momento de aplicar este tipo de métodos.
La simulación de yacimientos fracturados hidráulicamente se puede hacer de diferentes formas. La forma típica de tratar estos casos era directamente en el simulador de yacimientos, haciendo refinaciones en las cercanías del pozo, y dándole propiedades constantes de porosidad y permeabilidad a toda la fractura (celdas). La geometría de la fractura era estimada según diferentes criterios que involucraban la compresibilidad de la formación, la profundidad y algunos modelos numéricos. Como es de esperarse esto era muy laborioso y conllevaba un alto trabajo computacional que posteriormente se transformaría en una mayor inversión de tiempo, además de no arrojar resultados dentro de los límites de aceptación de un proyecto de alta inversión. Este problema fue resuelto con la aparición de simuladores diseñados especialmente para procesos de fracturamiento (“simuladores de fractura”) los cuales arrojan como resultado los valores numéricos de las propiedades en las cercanías del pozo luego de realizado el trabajo de fractura. Estos resultados tenían que ser traspasados a los simuladores de yacimientos de forma manual ya que no eran arrojados en un lenguaje compatible con estos, y aun no lo son. Si nos imaginamos traspasar dos propiedades (valores numéricos) por lo menos diez mil veces podríamos apreciar lo tedioso que podría ser esto aunque se hiciera en un equipo de diez personas. Esto nos indica que a pesar del importante aporte de este tipo de simuladores, aun persistía el problema del tiempo invertido en el proyecto, lo que es un gran inconveniente cuando se requiere de una respuesta rápida para la toma de una decisión en un proyecto determinado.
En la actualidad los esfuerzos se han enfocado efectivamente en la generación de un programa que maneje ambos lenguajes para llevar los resultados arrojados por el simulador de fractura al simulador de yacimiento. En el artículo los autores no revelan el nombre del programa ni de los simuladores, sin embargo si muestran diferentes casos de estudio más que todo didáctico que se mostrarán a continuación.
CASOS DE ESTUDIO
I) POZO 1.
Este caso se trata de un pozo que atraviesa la formación Lobo en el sur de Texas la cual presenta gran cantidad de capas. La zona a fracturar esta en un intervalo de 12000’ a 12500’ con un gradiente de presión de 0,81psi/ft, con un gradiente de fractura de 0,95psi/ft y con una temperatura no mayor a 330°F. El objetivo del estudio es determinar el área de drenaje del pozo fracturado por medio de la integración de un simulador de fractura con uno de yacimiento.
Los resultados del simulador de fractura fueron una conductancia promedio de 2100mD, una longitud media de la fractura de 400ft con un alto de 475ft. El resultado final fue un área de drenaje de 70Acre. A continuación se muestran las figuras de los resultados de ambos simuladores.
En este ejemplo se muestra la ventaja que tiene este sistema para la simulación de formaciones con múltiples capas ya que el simulador de fractura toma en cuenta este factor en el proceso de la formación de la fractura. Además, el trabajo fue desarrollado en un tiempo aceptable.
II) POZO 3.
En este caso se estudiara la factibilidad de realizar un fracturamiento transversal o longitudinal para un pozo horizontal ubicado en un reservorio carbonático. La presión del yacimiento es de 8600psi, tiene una permeabilidad muy pequeña de 0,01mD y una porosidad primaria de 3%. Como se puede observar el yacimiento tiene condiciones críticas para la producción de hidrocarburos lo que obliga el fracturamiento del mismo. Dado a que es un yacimiento carbonático se realizó la simulación de un fracturamiento químico. El simulador de fractura arrojo diferentes resultados para ambos tipos de fracturas y el simulador de yacimiento arrojo resultados similares durante los primeros cinco años, luego de este tiempo se presentaron diferencias importantes y se seleccionó la aplicación de fracturas longitudinales por el mejor barrido del área que existe en el momento de su aplicación en un plazo mayor a cinco años. En la siguiente figura se muestra la comparación de las producciones acumuladas en los casos de fracturas longitudinales y transversales, en ambos casos se cambia el numero de fracturas.
La posibilidad de desarrollar múltiples aplicaciones en un menor tiempo permite la realización de este tipo de trabajos en momentos en los que se necesita una respuesta relativamente rápida y acertada. La selección de un procedimiento óptimo ahorra tiempo y dinero en la administración y manejo de un yacimiento de este tipo.
Existen diferentes métodos para predecir el flujo de fluido de la formación al pozo en yacimientos fracturados hidráulicamente. En general, se pueden encontrar métodos analíticos y métodos numéricos desarrollados por diferentes tipos de simuladores. Los primeros presentan gran cantidad de desventajas frente a los segundos, entre las desventajas mas destacadas de estos métodos están el no estimar la posibilidad del cambio geométrico de las capas adyacentes durante el fracturamiento y que en pozos horizontales no toma en cuenta el contacto vertical resultante de la fractura. Estos dos factores provocan resultados no reales al momento de aplicar este tipo de métodos.
La simulación de yacimientos fracturados hidráulicamente se puede hacer de diferentes formas. La forma típica de tratar estos casos era directamente en el simulador de yacimientos, haciendo refinaciones en las cercanías del pozo, y dándole propiedades constantes de porosidad y permeabilidad a toda la fractura (celdas). La geometría de la fractura era estimada según diferentes criterios que involucraban la compresibilidad de la formación, la profundidad y algunos modelos numéricos. Como es de esperarse esto era muy laborioso y conllevaba un alto trabajo computacional que posteriormente se transformaría en una mayor inversión de tiempo, además de no arrojar resultados dentro de los límites de aceptación de un proyecto de alta inversión. Este problema fue resuelto con la aparición de simuladores diseñados especialmente para procesos de fracturamiento (“simuladores de fractura”) los cuales arrojan como resultado los valores numéricos de las propiedades en las cercanías del pozo luego de realizado el trabajo de fractura. Estos resultados tenían que ser traspasados a los simuladores de yacimientos de forma manual ya que no eran arrojados en un lenguaje compatible con estos, y aun no lo son. Si nos imaginamos traspasar dos propiedades (valores numéricos) por lo menos diez mil veces podríamos apreciar lo tedioso que podría ser esto aunque se hiciera en un equipo de diez personas. Esto nos indica que a pesar del importante aporte de este tipo de simuladores, aun persistía el problema del tiempo invertido en el proyecto, lo que es un gran inconveniente cuando se requiere de una respuesta rápida para la toma de una decisión en un proyecto determinado.
En la actualidad los esfuerzos se han enfocado efectivamente en la generación de un programa que maneje ambos lenguajes para llevar los resultados arrojados por el simulador de fractura al simulador de yacimiento. En el artículo los autores no revelan el nombre del programa ni de los simuladores, sin embargo si muestran diferentes casos de estudio más que todo didáctico que se mostrarán a continuación.
CASOS DE ESTUDIO
I) POZO 1.
Este caso se trata de un pozo que atraviesa la formación Lobo en el sur de Texas la cual presenta gran cantidad de capas. La zona a fracturar esta en un intervalo de 12000’ a 12500’ con un gradiente de presión de 0,81psi/ft, con un gradiente de fractura de 0,95psi/ft y con una temperatura no mayor a 330°F. El objetivo del estudio es determinar el área de drenaje del pozo fracturado por medio de la integración de un simulador de fractura con uno de yacimiento.
Los resultados del simulador de fractura fueron una conductancia promedio de 2100mD, una longitud media de la fractura de 400ft con un alto de 475ft. El resultado final fue un área de drenaje de 70Acre. A continuación se muestran las figuras de los resultados de ambos simuladores.
En este ejemplo se muestra la ventaja que tiene este sistema para la simulación de formaciones con múltiples capas ya que el simulador de fractura toma en cuenta este factor en el proceso de la formación de la fractura. Además, el trabajo fue desarrollado en un tiempo aceptable.
II) POZO 3.
En este caso se estudiara la factibilidad de realizar un fracturamiento transversal o longitudinal para un pozo horizontal ubicado en un reservorio carbonático. La presión del yacimiento es de 8600psi, tiene una permeabilidad muy pequeña de 0,01mD y una porosidad primaria de 3%. Como se puede observar el yacimiento tiene condiciones críticas para la producción de hidrocarburos lo que obliga el fracturamiento del mismo. Dado a que es un yacimiento carbonático se realizó la simulación de un fracturamiento químico. El simulador de fractura arrojo diferentes resultados para ambos tipos de fracturas y el simulador de yacimiento arrojo resultados similares durante los primeros cinco años, luego de este tiempo se presentaron diferencias importantes y se seleccionó la aplicación de fracturas longitudinales por el mejor barrido del área que existe en el momento de su aplicación en un plazo mayor a cinco años. En la siguiente figura se muestra la comparación de las producciones acumuladas en los casos de fracturas longitudinales y transversales, en ambos casos se cambia el numero de fracturas.
La posibilidad de desarrollar múltiples aplicaciones en un menor tiempo permite la realización de este tipo de trabajos en momentos en los que se necesita una respuesta relativamente rápida y acertada. La selección de un procedimiento óptimo ahorra tiempo y dinero en la administración y manejo de un yacimiento de este tipo.
