Simulación numérica de yacimientos (parte VIII)
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
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 pozoFuente: Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP
