Simulación Térmica y Evañuación Económica de Proyectos de Crudos Pesados (parte III)
Descripción de Resultados
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 calentamiento y usando la función de viscosidad 1. Los pozos fueron abiertos a producción desde el día 1.
El efecto de la función viscosidad sobre el recobro de petróleo fue también estudiado. Tres funciones de viscosidad fueron usadas en el estudio. La curva más baja es la que obtuvo el mejor escenario (el más alto recobro). En aras de la comparación, la producción acumulada de petróleo (para el escenario con la tasa de calentamiento de 5x10^7 BTU/día y una temperatura límite de 300 ºF para los cuatro pozos)se estimó para la curva más alta, media y baja de viscosidad. Se observó que la producción para la curva de viscosidad más favorable es casi 1.25 veces mejor que la menos favorable.
Análisis de la producción y los resultados económicos.
Caso 0 (Cuatro pozos desviados con un objetivo cada uno y sin calentamiento), el caso mostró la más baja producción pero también el valor más económico. Se produjo un volumen total de petróleo de 29.100 STB con 1.490 MMscf de gas y tuvo una media Relación de Inversiones Antes del Impuesto (PIR) de 1,78 la cual baja a 0,4 después de aplicado un 10% de tasa de descuento en el flujo de inversiones y en el flujo de caja (Descuento PIR). La tasa interna de retorno antes de impuestos fue de 18.5 %.
El análisis probabilístico de los resultados se facilitó a través del ploteo de los casos en un gráfico de frontera eficiente. La figura 12 muestra el gráfico de frontera eficiente del valor del presente neto (VPN) antes del impuesto a la tasa de descuento de 10%, obtenido mediante el modelo económico.
Referencias Bibliográficas
Rangel-German, E.R.; Camacho-Romero, S.; Neri-Flores, U.; Theokritoff, W.: “Thermal Simulation and Economic Evaluation of Heavy-Oil Projects”, artículo SPE 104046 presented at the First International Oil Conference and Exhibition in Mexico held in Cancun, Mexico, 31 August–2 September 2006.
Breston J.: “Oil Recovery by Heat from In Situ Combustion”, artículo SPE 1087-G. Agosto, 1958.
Faroug Ali S.M: “Heavy Oil Recovery – Principles, Practicaly, Potential and Problems”, artículo SPE 4935 presented at the 1974 Rocky Mountain Regional Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME held in Billings, Mont., May 15-16, 1974.
Sahni, Akshay; Kumar, Mridul; Knapp, Richard B.: “Electromagnetic Heating Methods for Heavy Oil Reservoirs”, artículo SPE 62550 presented at the 2000 SPE/AAPG Western Regional Meeting held in Long Beach, California, 19-23 June 2000.
Xia T. X.; Greaves M.; Turta A. T.: “Injection Well – Producer Well Combinations in THAI ‘Toe-to-Heel Air Injection”, artículo SPE 75137 presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 13–17 April 2002.
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 calentamiento y usando la función de viscosidad 1. Los pozos fueron abiertos a producción desde el día 1.Caso 1: Cuatro pozos con tres objetivos cada uno, sin calentamiento y usando la función de viscosidad 1. Los pozos fueron abiertos a producción a partir del día 1.
Caso 2: Cuatro pozos con tres objetivos cada uno, tasa de inyección de calor de 5x107 BTU/día con un límite de 200ºF, y usando la función viscosidad 1. Los pozos partían de un precalentamiento de 9 días de la posible zona tratada para entonces ser abiertos a producción hasta el fin del proyecto.
Caso 3: Cuatro pozos con tres objetivos cada uno, tasa de inyección de calor de 5x107 BTU/día con un límite de 300ºF, y usando la función viscosidad 1. Los pozos partían de un precalentamiento de 9 días de la posible zona tratada para entonces ser abiertos a producción hasta el fin del proyecto.
Caso 4: Cuatro pozos con tres objetivos cada uno, tasa de inyección de calor de 5x107 BTU/día con un límite de 500ºF, y usando la función viscosidad 1. Los pozos partían de un precalentamiento de 9 días de la posible zona tratada para entonces ser abiertos a producción hasta el fin del proyecto.
Se encontró que el más caliente de los cables a lo largo de los pozos da el mayor recobro de la producción.
Se encontró que el más caliente de los cables a lo largo de los pozos da el mayor recobro de la producción.
La producción de gas se comportó de manera similar en términos de las tendencias y el efecto que tiene el calentamiento eléctrico sobre el mismo.
El efecto de la función viscosidad sobre el recobro de petróleo fue también estudiado. Tres funciones de viscosidad fueron usadas en el estudio. La curva más baja es la que obtuvo el mejor escenario (el más alto recobro). En aras de la comparación, la producción acumulada de petróleo (para el escenario con la tasa de calentamiento de 5x10^7 BTU/día y una temperatura límite de 300 ºF para los cuatro pozos)se estimó para la curva más alta, media y baja de viscosidad. Se observó que la producción para la curva de viscosidad más favorable es casi 1.25 veces mejor que la menos favorable.
Se destaca en la investigación realizada por Rangel-German y cols., que a la que se hace referencia como la más baja función de viscosidad, aún es muy representativa de la curva para petróleos pesados (y viscosos). Siendo ejemplo la figura 1 en la que se puede ver que el valor de viscosidad para 160 ºF se encontró cercano a 6000 cp y 1570 cp a 185 ºF.
De la simulación, se obtuvo una imagen 3-D de la distribución de saturación de fluidos en el yacimiento después de 25 años de producción. Esta figura indicó que muchas áreas del yacimiento han sido barridas eficientemente. Similarmente, una imagen 3-D de la distribución de temperatura en el campo muestró la distribución después de 25 años de producción. Se observó que el volumen calentado alrededor de los pozos es lo suficientemente largo para alcanzar un considerable volumen en las cercanías del área del pozo. Así, el caso 3 fue usado para el análisis económico.
Análisis de la producción y los resultados económicos.
Caso 0 (Cuatro pozos desviados con un objetivo cada uno y sin calentamiento), el caso mostró la más baja producción pero también el valor más económico. Se produjo un volumen total de petróleo de 29.100 STB con 1.490 MMscf de gas y tuvo una media Relación de Inversiones Antes del Impuesto (PIR) de 1,78 la cual baja a 0,4 después de aplicado un 10% de tasa de descuento en el flujo de inversiones y en el flujo de caja (Descuento PIR). La tasa interna de retorno antes de impuestos fue de 18.5 %.
Caso 1: (Cuatro pozos inclinados con tres objetivos y sin calentamiento) se observó un significativo aumento de la producción respecto al caso 0 y un mejoramiento económico de los resultados. Este caso produjo una media total de volumen de petróleo de 51.800 STB con 2.160 MMscf de gas un gasto PIR de 3,60 y un descuento PIR de 2.08. La tasa interna de retorno antes de impuestos fue de 3,05%.
Caso 2: (Cuatro pozos desviados, con tres objetivos, tasa de inyección de calentamiento de 5x107 BTU/día con un límite de 200 ºF) se observó ligeramente más producción que el caso 2 (mismo setup pero sin calentamiento) y resultados económicos mejorados. Este caso produjo un volumen total de petróleo de 53.580 STB con 2.160 MMSCF de gas y un gasto PIR de 3,7 a un descuento PIR de 2,08. La tasa interna de retorno antes de la tasa fue de 250%.
Caso 3: (los mismos pozos y condiciones del caso 2 pero con límite de temperatura de calentamiento a 300 ºF) presentó ligeramente más producción que el caso 2 y mejoró los resultados económicos. Este caso produjo un volumen total de petróleo de 72.015 stb con 2.820 MMscf de gas y un gasto PIR de 5,25 y un descuento PIR de 2,79. La tasa interna de retorno antes del impuesto fue de 272,7%
Caso 4: (los mismos pozos y condiciones para el caso 2 y 3 pero con límite de temperatura de calentamiento a 500ºF), se observó un aumento significativo de la producción respecto al caso 0 y resultados económicos mejorados. Este caso produjo un volumen de petróleo total de 72.015 STB con 3.690 MMscf de gas, una entrega a PIR de 5,21 y un descuento PIR de 2,77. La tasa interna de retorno antes de impuesto fue de 260 %.
El incremento más significativo en la producción fue debido al incremento del número de objetivos por pozo y el incremento de la temperatura de calentamiento de 200 ºF a 300 ºF. Las tablas 1 y 2 muestran resumen de los datos y los indicadores económicos que resultaron del análisis, respectivamente. Se mostró que el calentamiento por encima de 300ºF no genera ningún valor económico adicional (Caso 3). El incremento en los costos operacionales no fue compensado por el incremento marginal en el volumen de gas producido.
La figura 10 muestra el diagrama de tornado para el valor presente neto (VPN) para la tasa de descuento del 10% para el Caso 3 en la cual se observó como disminuye el capital y los costos operacionales, siendo parámetros más importantes el volumen y el precio del petróleo, por lo que se visualizó como proyecto rentable.
Análisis probabilístico de los resultadosEl incremento más significativo en la producción fue debido al incremento del número de objetivos por pozo y el incremento de la temperatura de calentamiento de 200 ºF a 300 ºF. Las tablas 1 y 2 muestran resumen de los datos y los indicadores económicos que resultaron del análisis, respectivamente. Se mostró que el calentamiento por encima de 300ºF no genera ningún valor económico adicional (Caso 3). El incremento en los costos operacionales no fue compensado por el incremento marginal en el volumen de gas producido.
La figura 10 muestra el diagrama de tornado para el valor presente neto (VPN) para la tasa de descuento del 10% para el Caso 3 en la cual se observó como disminuye el capital y los costos operacionales, siendo parámetros más importantes el volumen y el precio del petróleo, por lo que se visualizó como proyecto rentable.
El análisis probabilístico de los resultados se facilitó a través del ploteo de los casos en un gráfico de frontera eficiente. La figura 12 muestra el gráfico de frontera eficiente del valor del presente neto (VPN) antes del impuesto a la tasa de descuento de 10%, obtenido mediante el modelo económico.
Este análisis también se facilitó a través del ploteo en el gráfico de probabilidad acumulativa de los cinco casos, de la variable de salida especificada (producción o indicador económico). Las figura 14 muestra las funciones de distribución acumulativa del volumen total de petróleo para todos los casos.
La evaluación de incertidumbre no presentó cambios en el rango de opciones técnicas. El Caso 3 continuó siendo la mejor opción. Se obtuvo que las variables de entrada con una fuerte correlación, como precios de hidrocarburos y producción potencial del yacimiento, eran afectadas por una fuerte incertidumbre. Aunque en las graficas de eficiencia de frontera las mejores soluciones (caso 3 y 4), tuvieron el más alto rango de incertidumbre según la medición de sus semi desviaciones estándar (en el eje X), se observó que ambos casos presentaron menos riesgos de producción y económicos que los otros casos.
Referencias Bibliográficas
Rangel-German, E.R.; Camacho-Romero, S.; Neri-Flores, U.; Theokritoff, W.: “Thermal Simulation and Economic Evaluation of Heavy-Oil Projects”, artículo SPE 104046 presented at the First International Oil Conference and Exhibition in Mexico held in Cancun, Mexico, 31 August–2 September 2006.
Breston J.: “Oil Recovery by Heat from In Situ Combustion”, artículo SPE 1087-G. Agosto, 1958.
Faroug Ali S.M: “Heavy Oil Recovery – Principles, Practicaly, Potential and Problems”, artículo SPE 4935 presented at the 1974 Rocky Mountain Regional Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME held in Billings, Mont., May 15-16, 1974.
Sahni, Akshay; Kumar, Mridul; Knapp, Richard B.: “Electromagnetic Heating Methods for Heavy Oil Reservoirs”, artículo SPE 62550 presented at the 2000 SPE/AAPG Western Regional Meeting held in Long Beach, California, 19-23 June 2000.
Xia T. X.; Greaves M.; Turta A. T.: “Injection Well – Producer Well Combinations in THAI ‘Toe-to-Heel Air Injection”, artículo SPE 75137 presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 13–17 April 2002.