Nueva combinación de simulación y hoja de cálculo para optimizar las decisiones en la expansión de un campo gigante de crudo pesado. (PARTE II)
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 de las historias individuales de pozos (fecha, tipo de cambio, etc.).
El tercer caso tuvo el mismo yacimiento descripción, pozos, y limitaciones de pozos. Todos los pozos fueron puestos en la producción desde el inicio como en el segundo caso, pero en el tercer caso, la tasa de limitación de campo fue eliminada. La tasa de petróleo en el caso sin limitaciones de cayó por debajo del caso limitado a aproximadamente el mismo acumulado de petróleo, y los tres casos descendieron de forma similar en lo sucesivo. Esta observación también implica que el campo de petróleo era una función de la producción acumulada de petróleo.
El modelo completo de campo no fue en realidad, un modelo único, sino dos, al que se ha dividido a causa de las limitaciones de tamaño. Eso quería decir que había dos modelos a ser ejecutado para cada caso. La complicación viene de tener que asignar las tasas objetivo global en los campos entre los dos modelos. Esto dio lugar a un tiempo consumido en ensayo y error. La SSP no tenía problemas con las cuotas, ya que contenía los resultados de ambos modelos, y la fracción de la producción total procedente de cada uno de los modelos variados en el tiempo basado en el petróleo entregado.
Hay un par de cosas que la SSP no es:
• La SSP no es un modelo de balance de material.
• La SSP no es un modelo analítico.
• La SSP no calcular las tasas de recuperación o de base
Parámetros de entrada.
• La SSP no es un reemplazo para la simulación.
Por el contrario, la SSP se basa totalmente a los resultados de la simulación por su contribución. De hecho, la SSP es una herramienta de post-procesamiento que toma un cuidadosamente definido conjunto de simulaciones sistemáticas y aprovecha ellos en cualquier número de casos que quedan claramente definidas dentro de un parámetro espacio. Así, la SSP es interpolar, en cierto sentido, en lugar de predecir o extrapolar.
Mejora: Optimización Directa y Económica Integrada.
Los resultados de la SSP se pasan a otro equipo que calcula el indicador de carácter económico (VPN), que fue utilizado a su vez como una guía para los nuevos casos.
Este proceso es tediosamente lento. En este punto, la SSP podría calcular la vida plena de la producción / conteo de pozos con las previsiones y VPN en menos de 5 segundos, pero de optimización sigue siendo un manual, de prueba y error. Dos métodos de optimización se evaluaron; ambos se basan en la hoja de cálculo comercial add-ins. Un método utiliza un grupo de sofisticadas ecuaciones no lineales. El segundo método se prefiere porque es más sencillo, más robusto, y más rápido. Este método es un simple análisis de sensibilidad a de los valores de VPN en el conjunto de parámetros espacio. En la figura 14 se muestra un ejemplo del análisis de optimización de la SSP.
1. Las dos nuevas herramientas de simulación descrita en este artículo permiten un minucioso y optimizado análisis de decisiones de un problema complejo que se terminará en unos días; ese análisis habría sido casi imposible con los métodos tradicionales.
2. La utilidad de la FB y de la colocación de las herramientas de selección y SSP puso de manifiesto el agotamiento de una unidad de reserva de petróleo pesado.
3. El método de pozos FB permite la colocación de miles de hipotéticos pozos que se colocan y clasifican rápidamente en el modelo de simulación del campo completo.
4. El rendimiento de los pozos FB hipotético se mostró similar a los pozos reales.
5. La SSP mostró para generar flujos y horarios de perforación muy similares a todo el campo y simulaciones dentro de la precisión de las simulaciones.
6. La SSP fue reforzada por la adición de cálculo y un análisis de sensibilidad de VPN que permitió la rápida herramienta de optimización VPN-parámetro espacio.
7. Estos instrumentos fueron construidos con una finalidad y son específicas para la solicitud. Sin embargo, los conceptos detrás de estas herramientas podrían ser útiles para otras aplicaciones.
Tomado de: W. Terry Osterloh, and Wendell P. Menard: "New Method Combines Simulation andNovel Spreadsheet Tools To Enable Direct Optimization of Expansion Decisions in a Giant Heavy-Oil Field", paper SPE.