Modelaje de Pozos

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.

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.

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.

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 integra

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

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 model

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 pos