Ingeniería de Yacimientos

La Hoja de cálculo de simulación de Proxy (SSP). El campo se subdivide en áreas (ramificaciones), que podría desarrollarse por pozos horizontal perforados de un sitio en superficie centralizado. Método. Se compararon las previsiones de dos casos de simulación que utiliza la Descripción del mismo yacimiento, los mismos pozos, y el mismo campo y las mismas limitaciones de pozos. La única diferencia es que en un caso, los pozos fueron colocados en una perforación de la cola y se mantuvo cerrado hasta que fue necesario para mantener la producción; en el otro caso, todos los pozos fueron puestos en producción desde el principio. A pesar de las diferentes historias de pozos, la fecha prevista de la caída de la tasa de petróleo fue prácticamente la misma. Esta sorprendente pero útil observación implicó que el campo de petróleo puesto en producción desde un principio fue más dependiente de los acumulados de la producción de petróleo y menos dependiente de las características específicas d

Introducción El campo en cuestión fue una acumulación gigante de petróleo extra pesado cubriendo cientos de kilómetros cuadrados y conteniendo miles de millones de barriles de 7 a 9º API entrampados en someros (1500 3000 pies ) yacimientos de arenisca de la era del Mioceno (Fig. 1). El principal yacimiento de arenas fue depositado en los sistemas de canales fluviales y fluviotidales. Las propiedades del yacimiento fueron excelentes, con valores de porosidad de hasta 36% y valores de permeabilidad de hasta 30-40 darcies. El intervalo productor fue dividido en tres intervalos de yacimientos independientes por el espesor de las lutitas y a su vez se subdividen en un total de 12 arenas. Las variaciones en la profundidad y gravedad del petróleo dio lugar a variaciones de la presión, la temperatura, la relación gas en solución/petróleo (RGP), y la viscosidad del crudo (la viscosidad in-situ del crudo vivo varió de 1000 a 10000 cp). Un mejorador fue construido para refinar parcialmente el c

La determinación de las propiedades de roca y fluido y su variabilidad a lo largo de la vida de un yacimiento de petróleo se vuelve indispensable para cualquier estimación de su comportamiento en un momento dado, ya que constituyen la data de ingreso para cualquier simulación. La variabilidad de los parámetros de roca: permeabilidad y porosidad que ocurre durante la producción antes y después del colapso de poro, puede ser considerada un fenómeno simple en el que ambas propiedades disminuyen a medida que la presión de poro declina y se intensifica el esfuerzo efectivo dentro del yacimiento. Sin embargo, la variabilidad de la permeabilidad puede ser bastante errática durante la compactación y colapso del espacio poral, estando influenciada no sólo por el incremento del esfuerzo efectivo, sino también por otros factores tales como la trayectoria de esfuerzos, porosidad inicial y tamaño-distribución de los granos en la matriz. La influencia de los parámetros comentados anteriormente fue

Es una herramienta de ingeniería indispensable para cualquier empresa interesada en aumentar al máximo la recuperación del gas natural y petróleo en yacimientos no convencionales. Modela yacimientos fracturados, gas en lutitas y areniscas, y carbonatos fracturados. Es un avanzado simulador útil en cuestiones como la recuperación primaria, el aumento del recobro y el secuestro de CO2 en carbones orgánicos y lutitas. COMET3 es el simulador de yacimientos no convencionales de petróleo y gas, líder en la industria. Ofrece modernas y rigurosas técnicas de solución y tiene un algoritmo totalmente implícito de pozos. Principales Características : Es un simulador de yacimientos naturalmente fracturados, totalmente tridimensional, diseñado para solucionar problemas de gas y petróleo negro no convencionales. Maneja rigurosamente los mecanismos de liberación y transporte de la desorción (lo contrario a la absorción), difusión y flujo Darcy a través de una red de doble permeabilidad. Modela flujos

El desarrollo de reservas marginales[1], la optimización de procesos de recuperación secundaria por inyección de agua[2] o la reducción de la producción de agua en campos maduros[3] son solo algunas de las áreas donde la Tecnología de Pozos Inteligentes (TPI) ha tenido éxito. Una terminación inteligente es aquella en la cual el control de flujo (o inyección) toma lugar en el fondo del pozo, en el yacimiento, sin intervención física, con o sin monitoreo activo[1]. El objetivo fundamental de este artículo fue el de explorar algunos trabajos publicados recientemente sobre la TPI con el fin de identificar las principales aplicaciones de esta tecnología en la actualidad y los beneficios obtenidos de dichas aplicaciones. La TPI hace posible el desarrollo de múltiples yacimientos desde un solo pozo, siempre y cuando las regulaciones gubernamentales de cada país lo permitan. Esta práctica brinda la oportunidad de desarrollar reservas marginales a través de la producción conjunto haciendo renta

Informes sobre el terreno indicaron que la producción real de los volúmenes de petróleo, el agua y el gas del campo B no coinciden con los Volúmenes teórico calculado a partir de los resultados de las pruebas medidas en los separadores de prueba.El monitoreo y slugging intermitente de los pozos también fueron un problema para los separadores de prueba. Precisar los datos de producción fueron necesarios para la simulación numérica, los cálculos y optimización de las reservas ,los métodos MPFM se Aplicaron para las pruebas en el campo B, se aplicaron inicialmente a yacimientos agotados y con alto corte de agua (10 a 60%), y GORs que van desde 2000 a 20000 scf / STB. Los espesores de arena van de (30 a 60 pies) y son de poca longitud, la mayoría de los pozos en estos yacimientos esta bajo métodos de slugging de producción. Prueba de separadores de estos pozos convencionales indicó inestables tasas de producción y las mediciones erróneas de petróleo, el agua, el gas y En consecuencia, esto

Los yacimientos naturalmente fracturados plantean una paradoja relacionada con la Producción. Incluyen yacimientos con baja recuperación de hidrocarburos: estos Yacimientos pueden parecer altamente productivos al comienzo pero su producción declina rápidamente. Además, se caracterizan por la irrupción temprana de gas o agua. Por otra parte, forman parte de algunos de los yacimientos más grandes y productivos de la Tierra. La naturaleza paradójica de esta clase de yacimientos está dada por los grandes esfuerzos que hace la industria por comprenderlos mejor y modelarlos con suficiente certeza. Si bien casi todos los yacimientos de hidrocarburos son afectados de alguna manera por las fracturas naturales, los efectos de las fracturas a menudo se conocen en forma imprecisa y en gran medida se subestiman. En los yacimientos carbonatados, las fracturas naturales ayudan a generar porosidad secundaria y estimulan la comunicación entre los compartimientos del yacimiento. No obstante, estos cond

Descripción de Resultados Se presenta a continuación los resultados de la simulación numérica y el análisis económico desarrollado por los autores en el artículo SPE 104046. Las entradas empleadas en el análisis económico fueron: producción de petróleo, gas y agua; precios de petróleo y gas; costos operacionales (fijo y variable); y capital. Cuatro pozos desviados con múltiples objetivos fueron usados para la simulación del flujo. Los pozos producían a presión constante (1200 psi) alcanzando tasas de producción tan altas como 4370 bbl/día y 4622 bbl/día para el peor y el mejor pozo, respectivamente; declinando 118 bbl/día y 145 bbl/día para el peor y mejor pozo, por un período de 25 años. Fueron estudiados diferentes escenarios a fin de que se observara el efecto del calentamiento; así mismo usaron diferentes curvas de viscosidad para estudiar el efecto de estas variables. (Ver figura 1). Caso 0: Caso correspondiente a cuatro pozos desviados, con un objetivo cada uno, sin calentamient

Métodología utilizada y suposiciones Este trabajo presenta una metodología, que incluye la simulación térmica y composicional de un modelo de malla sintética, con propiedades de fluido que imitan las propiedades de los crudos pesados descubiertos recientemente en la región marina del Golfo de México. Se divide en dos partes principales: i) un estudio de simulación térmico y composicional de yacimientos, a fin de encontrar la mejor combinación de factores de ingeniería que maximicen la producción de estos yacimientos mediante la búsqueda del número óptimo de los pozos, su ubicación, su trayectoria (objetivo simple vs. múltiple) ,y lo que es más importante, la inyección de calor en la producción de los pozos, a fin de reducir la viscosidad del crudo, y, por lo tanto, aumentar su movilidad, y ii) una evaluación económica del proyecto, el análisis de la producción de diferentes escenarios resultantes de los diversos factores de ingeniería. El estudio muestra con grandes diferencias en los

En vista del progresivo agotamiento de las reservas de crudos livianos en el mundo, día a día expertos en crudos pesados y extrapesados se encuentran ideando nuevas formas de recuperación de la importante porción de este tipo de crudo que se encuentra en el subsuelo y cuya extracción cada día se hace más necesaria. La aplicación de los métodos convencionales de recuperación de crudos pesados y extrapesado requiere de una fuerte inversión y es de vital importancia para la explotación de este tipo de crudos ya que presentan viscosidad muy alta y baja movilidad a la temperatura del yacimiento. Es, entonces, conveniente reducir la viscosidad del petróleo aumentando su temperatura. Métodos tales como inyección de fluidos calientes, combustión in situ, VAPEX y THAI entre otros; son algunos de los métodos aplicados para la recuperación de crudos pesados. Sin embargo, en el presente trabajo se analiza en detalle un método de recuperación térmica alternativo que ya tiene antecedentes (Rangel-Ge