28 febrero 2008

Mallas de Recuperación Secundaria
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Debido a que el Diseño de las Mallas de Recuperación Secundaria utilizando los métodos Clásicos de la Ingeniería de Yacimientos no permite considerar las heterogeneidades de los yacimienmtos, y sus efectos sobre el comportamiento productivo. Se producen severas canalizaciones de agua o falta de respuesta en petróleo, que condicionan la aplicación del proceso de Recuperación Secundaria.

Una forma de considerar dichas heterogeneidades es considerar la simulacion por diferentas finitas, aunque esta requiera un gran esfuerzo, en comparacion a la simulacion en Lineas de Fluido que realiza esta tarea facilmente e integra de una manera conceptualmente clara y precisa las características estáticas y dinámicas de los yacimientos.
Se puede decir que la Simulación en Líneas de Flujo, para procesos de Recuperación Secundaria, tiene las siguientes ventajas frente a los Métodos de Diferencias Finitas:
• Mayor Rapidez y menor requerimiento de Memoria Operativa
• Mejor visualización y conceptualización del acoplamiento inyector/productor
• Mejor identificación de las áreas de drenaje
• Más Fácil manejo de los modelos geológicos

Simulación numérica dinámica de líneas de flujo (SNDLF)

A medida que se incrementa la necesidad de una representación más adecuada de la realidad geológica y de los movimientos de los fluidos en los yacimientos de Petróleo, los Modelos Numéricos resultan más complejos. Los programas de Simulación Numérica Dinámica basados en cálculos de Diferencias Finitas o de Elementos Finitos se ven forzados a brindar soluciones en una escala “gruesa” debido a las limitaciones habituales de Hardware, tales como la cantidad de Memoria Operativa (aproximadamente 5 KB de RAM por celda activa) y a los Tiempos Aceptables para las Corridas (Tamaño del TimeStep controlado por el Tamaño de las Celdas).

La Simulación Numérica Dinámica en Líneas de Flujo (SNDLF) constituye una alternativa innovadora y atractiva que permite el manejo de Modelos Dinámicos en una escala “fina” (sin Upscaling) ya que, al desacoplar la geometría y la heterogeneidad del flujo de las ecuaciones de transporte, resultan computacionalmente más rápidos y eficientes en la resolución de problemas dominados por flujos convectivos (sistemas no altamente compresibles)

La Simulación en Líneas de Flujo comienza resolviendo las ecuaciones de flujo mediante la obtención del campo tridimensional de Presiones considerando las propiedades de las rocas, fluidos y condiciones de contorno. Posteriormente, se trazan las Líneas de Flujo siguiendo el gradiente de Presiones, en forma tangencial al campo vectorial de velocidad total, y plantea la ecuación de transporte de fluidos, aplicando la Ley de Darcy correspondiente, a lo largo de la Línea de Flujo en forma unidimensional. Para ello sustituye en esa ecuación las variables x, y, z por una variable τ, llamada Tiempo de Vuelo (TOF), que representa el tiempo que un trazador neutral requiere para alcanzar un punto “s” de la Línea de Flujo. De esta forma las líneas de flujo dejan de ser tan sensibles a la forma y tamaño de los bloques.

Posteriormente se resuelve un Balance de Masa en cada Línea de Flujo para mover la composición del fluido en el tiempo, se mapea esa composición a lo largo de cada línea y finalmente se distribuye el fluido en la vertical considerando el efecto gravitatorio y volviéndolo a mapear en la grilla 3D. Así, se vuelve a comenzar el ciclo resolviendo el campo de presiones en cada paso temporal deseado.

Todo este proceso de simulación es rápido, lo que permite tener una gran discretización espacial, y por lo tanto, representar en mayor medida la heterogeneidad de los reservorios de manera más cercana a la realidad.

En los Modelos de Líneas de Flujo, el fluido es transportado en la dirección de los gradientes de presiones, a lo largo de las líneas de flujo y no entre bloques de grilla como ocurre en la Simulación por Diferencias Finitas y que la traza de la Línea de Flujo y el Tiempo de Vuelo permiten identificar los bloques que requerirían ser “modificados” en un eventual proceso de Ajuste Histórico.

Sin embargo la resolución de las Líneas de Flujo considera que éstas no cambian significativamente con el tiempo, cosa que sí ocurre con los sistemas altamente compresibles, donde, por lo tanto, los métodos de las Diferencias Finitas son superiores.

Fig. Nº1 El flujo de fluidos y los ajustes de modelo estatico utilizando lineas de flujo

Las principales aplicaciones de la SNDLF son las siguientes:

• Ranking de Grandes Modelos Geológicos para la Caracterización Temprana de Reservorios.
• Calibración de Modelos Geológicos en Escala Fina para evaluar los procedimientos geostadísticos y las técnicas de Upscaling, realizando Sensibilidades a distintos parámetros
• Evaluación, Optimización y Seguimiento de la Recuperación Secundaria utilizando Nuevos Parámetros, función de las propiedades estáticas y dinámicas de los reservorios, como son las Líneas de Flujo con los TOF y las Conectividades entre inyectores y productores (WAF, Well Allocation Factors).
• Optimización de la Locación de Pozos Ínter-distanciados
• Ajuste Histórico Integral de Modelos Estático – Dinámicos en Escala Fina

Optimización del diseño de mallas de recuperación secundaria por SNDLF

Para el manejo de los Proyectos de Recuperación Secundaria por Inyección de Agua existen varias herramientas que permiten su representación y modelización. Estas realizaciones pueden clasificarse en dos grandes grupos, dentro de las uales se incluyen algunas de las siguientes:

Métodos de la Ingeniería Clásica de Yaimientos:
• Por Análisis Adimensional Analógico con Reservorios de Características Similares
• Por Combinación del Análisis Declinatorio, Balance de Materiales y Curvas Tipo
• Por Métodos Analíticos tales como el de Ershaghi Modificado, de Flujo Segregado, de Stiles, de Avance Frontal de Buckley-Leverett, etc.

Métodos de Simulación Numérica Dinámica:
• en Diferencias Finitas (SNDDF)
• por Líneas de Flujo (SNDLF)

En líneas generales, los Métodos de la Ingeniería Clásica de Reservorios permiten dar una respuesta promedio rápida del comportamiento dinámico de un reservorio durante la Inyección de Agua. Sin embargo, no suelen ser representativos de las heterogeneidades que siempre están presentes en los reservorios de petróleo. Además, no son muy flexibles para modificar las condiciones de explotación y/o de inyección tanto en los pozos como en grupos de ellos.

La Simulación Numérica Dinámica es una herramienta que supera las limitaciones mencionadas de los Métodos Clásicos, aunque presenta la dificultad de requerir una mayor cantidad de información cuyas incertidumbres deben estar acotadas. En consecuencia, con la Simulación Numérica Dinámica es posible representar las heterogeneidades que presentan las propiedades petrofísicas en el reservorio, como así también los diferentes cambios en las condiciones de explotación y/o inyección en los pozos o grupos de ellos.

Al comparar ambos métodos numéricos se encuentra que las principales ventajas de la SNDLF frente a la SNDDF son:

• Resolver mejor problemas donde el flujo de fluidos está dominado por el desplazamiento, como ocurre enlos barridos por inyección de agua en reservorios de petróleo.
• Trabajar con Modelos que contienen un mayor número de celdas en tiempos más cortos de
procesamiento.
• Detectar las zonas del reservorio donde principalmente se produce el flujo de fluidos; identificando los sectores ya barridos.
• Determinar el volumen poral drenado por cada productor, tanto en la producción primaria como en la secundaria (excepto para flujos altamente compresivos o dominados por fuerzas capilares).

Fig Nº2. Líneas de Flujo y Tiempo de Vuelo, vista en planta, en dos estadios de un proceso de Barrido con Agua

• Determinar el volumen poral contactado por cada inyector

Fig. Nº 3 Líneas de Flujo y Tiempo de Vuelo, vista 3D

Fig. Nº4 Líneas de Flujo y Tiempo de Vuelo comunicación entre capas

• Identificar las conexiones inyector/productor, cuantificando dicha relación a través de los WAF

Fig. Nº 5 WAF o Esquema de Conectividades inyector/productor

Mediante la visualización de gráficos de la Eficiencia de Barrido y del Volumen Poral Contactado la SNDLF permite optimizar los factores de recuperación de petróleo, a nivel del reservorio y de cada una de las mallas.

Fig Nº 6 Diagramas de Eficiencia de Barrido

Fig. Nº 7 Esquema de Conectividades inyector/productor y Volumen Poral Contactado por los Inyectores

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El Yacimiento Virtual (Parte III)
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Procesamiento en paralelo en Venezuela

Existen modelos de yacimiento de gran tamaño, poseen millones de celdas de retículas, en donde se captura la mayor cantidad posi­ble de los datos geológicos de relevancia. Este tipo de modelos requieren mucho más tiempo para encontrar la solución. Los datos de la historia de producción que abarcan varias déca­das y cientos de pozos aumentan más la comple­jidad de la simulación y el tiempo de solución.

Un procesador de una computadora no puede solucionar un problema de mega-bloques de un día para otro, pero si se divide el modelo en varias partes, varios procesadores pueden operar en forma simultánea. Las versiones del simulador VIP y del simulador ECLIPSE utilizan el procesa­miento en paralelo de esta forma. Al duplicar el número de procesado­res que operan en paralelo reduciría el tiempo de ejecución a la mitad. Sin embargo, la división ine­ficiente del problema y la comunicación de proce­sador a procesador disminuyen ese nivel de aumento en la velocidad de procesamiento.

Los procesadores dispuestos en paralelo no inician un nuevo paso hasta que todos han completado el paso anterior, existe la necesidad de dividir el problema en forma equitativa entre los procesado­res para optimizar el aumento en la velocidad de procesamiento. La división del problema requiere la comunica­ción entre los procesadores, incluyendo la trans­ferencia de información de flujo y presión entre celdas adyacentes que están asignadas a diferentes procesadores, y entre las instalaciones de superficie y los pozos en procesadores separados. Dividir el problema en base a cortes naturales ayuda a controlar el tiempo de comunicación interna, por ejemplo, una gran fractura que con­duce fluido debería estar completamente asig­nada a un mismo procesador.

Petróleos de Venezuela, S. A. (PDVSA) estudió el aumento en la velocidad de ejecución median­te el procesamiento en paralelo para identificar las mejores configuraciones de procesadores y el equilibrio entre el poder de la unidad central de procesamiento (CPU) y el uso de la memoria. Para el año de 1998, estudios en PDVSA indicaron que cuatro procesadores solucionaban una serie de problemas en aproximadamente la mitad del tiempo que con un solo procesador, a pesar de que las comunicaciones internas utilizaban un enlace lento de comunicaciones entre computadoras de una red UNIX más vieja. El estudio de la distribución eficiente del trabajo continuó en computadoras IBM RS/6000, máquinas nuevas y más potentes, con el programa de computación de administración de carga LoadLeveler de IBM, con lo cual se pensó que se iba a tener mejores resultados. El programa de computación LoadLeveler hace que los nodos paralelos se comporten como una sola máquina. Este programa de computación ma­neja todos los trabajos en serie o paralelo, asignando cada solicitud nueva al procesador o procesadores menos utilizado(s). Si se requiere más nodos que los dispo­nibles en el momento, el programa de com­putación de administración lo deja en espera hasta que se encuentren los nodos listos. Una vez que comienza a funcionar un modelo de yacimiento, el uso de la CPU será ininterrumpido, haciendo posible efectuar comparaciones entre ejecuciones. Estos estudios muestran importantes aumentos en la velocidad de ejecución con procesadores dispuestos en paralelo; un factor de seis por ocho máquinas y un factor de casi cuatro por cuatro máquinas (figura 1).



Schlumberger evaluó un yacimiento de petróleo pesado de la cuenca del Oriente de Venezuela uti­lizando una versión en paralelo ECLIPSE en dos PC operando bajo Windows NT. La geología del yaci­miento comprende lutitas del prodelta y barras de desembocadura, ocasionalmente cortadas o superpuestas por canales fluviales. Parte del campo era un importante complejo de canales que probablemente alimentaban al delta. Para detectar las incertidumbres geológicas, el modelo de yacimiento utilizó una realización estocástica basada en las características estratigráficas y de facies. El agua es alrededor de 50 veces más movible que el petróleo pesado presente en el yacimiento, resultando un barrido no homogéneo, creando canales angostos a través del petróleo. Los modelos numéricos de sectores y secciones transversales indicaron que se necesitaba una alta resolución vertical para modelar en forma precisa el comportamiento de este desplazamiento. Se utilizó una retícula de alta resolución, con capas de 1 a 3 pies [0.3 a 1 m de espesor. Las celdas de la retícula eran del mismo tamaño que las del modelo estocástico 50 m [164 pies] de cada lado, para mantener la heterogeneidad geológica. El modelo numérico tenía unas 880,000 celdas de retícula. Un sistema de PC de dos nodos, operando bajo Windows NT, ejecutó la simulación en 62 horas, comparado con 119 horas que tomó en una sola PC. La duplicación del número de procesadores agilizó la simulación en 1.9 veces.

Una segunda realización estocástica de este yacimiento se realizo el escalamiento del mallado a una menor resolución 150 m [492 pies] de cada lado, dando como resultado 94,080 celdas (figura 2). Este escalamiento permitió efectuar un ajuste de la historia de producción con un trabajo computacional razo­nable. En una PC de un solo procesador con 1 gigabyte de RAM se demoró alrededor de seis horas. Con el simulador en paralelo ECLIPSE con dos procesa­dores de las mismas especificaciones, el tiempo de ejecución disminuyó a cerca de tres horas.

Referencias: Mejoramiento del yacimiento virtual. Schlumberger. 2001

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Ubicación de pozos con la ayuda del modelado durante la perforación (parte II)
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Hemos hablado de la actualización de modelos de yacimientos por medio de la adquisición de data en tiempo real mediante la perforación, lo cual es logrado gracias al incremento de la capacidad computacional, junto a la integración de múltiples disciplinas ha permitido avances en la colocación de pozos utilizando esta herramienta. Para esta segunda publicación tendremos un enfoque de la implantación de softwares utilizados en el modelado y simulación de yacimientos durante la perforación.

La aplicación Petrel posee herramientas especializadas que se adaptan a las aplicaciones de modelado. Por ejemplo, el módulo Process Manager de Petrel facilita la rapidez en la carga de datos y la actualización del modelo durante la perforación, mediante el establecimiento de secuencias de tareas automatizadas. Reduciendo de esta manera el tiempo asociado con la toma de decisiones y el tiempo de ciclo, y permite ahorrar tiempo y dinero. Las trayectorias de los pozos pueden diseñarse y actualizarse utilizando la herramienta Well Desing de Petrel, incrementando la eficiencia de la perforación con la precisión del posicionamiento de la mecha. Las secuencias de tareas integradas pueden modelar respuestas de registros delante de la mecha y a lo largo de la trayectoria del pozo propuesta. La generación de respuestas petrofísicas modeladas delante de la mecha ayuda a la comprensión del yacimiento de mejor manera permitiendo la selección de una trayectoria óptima del pozo en 3D, reduciendo la incertidumbre en ambientes complejos.

Sistemas de control, supervisión y adquisición de datos (SCADA de sus siglas en ingles), permiten el acceso inmediato a los datos registrados por los sensores en el fondo del pozo además de su control. Por otro lado una nueva generación de simuladores de yacimientos, basados en la utilización de procesadores más rápidos y más sofisticados, ha incrementado la capacidad computacional disponible para los equipos a cargo de los activos de compañías. Haciendo de los modelos herramientas totalmente multidisciplinarias que van evolucionando a medida que se carga la nueva data de yacimientos o de campo. La estructura y funcionalidad de la aplicación Petrel, sumadas a su compatibilidad con las computadoras personales, facilitan las secuencias de tareas integradas en las disciplinas de geociencias, ingeniería de perforación e ingeniería de yacimientos (figura 1).

Los modelos de yacimientos, generalmente toman en cuenta los valores de permeabilidad y porosidad en las secciones prospectivas, ignorando efectos de estratos de sobrecarga. Modelos mecánicos del subsuelo contienen predicciones de esfuerzos, propiedades mecánicas de las rocas y presión de poro desde el yacimiento hasta la superficie, en donde la aplicación de este modelo, que proporciona conocimiento de la geomecánica de los estratos de sobrecarga, mejora considerablemente el proceso de construcción de pozos, ya que proporciona información para la evaluación de riesgos a lo largo de una trayectoria de pozo propuesta y eviten los peligros presentes.

El programa de predicción de riesgos de perforación Osprey de Schlumberger y los programas en línea que expanden las capacidades del navegador de la aplicación Petrel, posibilitan la evaluación de riesgos críticos y estimaciones de costos y tiempos de perforación, además de proveer un enlace de colaboración entre perforadores, y geocientíficos. Las herramientas Osprey y Petrel permiten el diseño de trayectorias de pozos y actualicen los planes de diseño de pozos a medida que se modifica el modelo o la trayectoria de pozo propuesta (figura 2). Otra ventaja de este programa es el diseño del sistema a medida de las necesidades, a fin de que incorpore las regulaciones y requisitos previstos, además de la experiencia local e histórica.

Se estudia la posibilidad de simular la repuesta del yacimiento a los pozos nuevos durante su perforación. Además de la integración de los datos en tiempo real dentro de los modelos y la actualización rápida de los mismos con la utilización de simuladores más veloces. Resultando de importancia a la hora de simular el comportamiento complejo del flujo de fluidos y la producción en yacimientos de mayor volumen, ya que requieren modelos de mayor envergadura.

La necesidad de contar con la evaluación dinámica durante la perforación se intensifica con la complejidad del yacimiento. Ejemplo de ello, simulaciones en yacimientos heterogéneos trifásicos ya afectados por pozos productores cercanos, resultan de mayor provecho que durante la perforación de yacimientos monofásicos o bifásicos homogéneos con un grado de echado nulo, pudiendo ser suficiente la experiencia de campo en el área.

Referencias: Oilfield Review Spring 2007. Schlumberger. 2007

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Ubicación de pozos con la ayuda del modelado durante la perforación
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La mejora en herramientas LWD, permiten obtener mayor información del yacimiento que puede integrarse con aplicaciones de modelado de yacimientos rápidas para optimizar la colocación de pozos durante la perforación. Con los datos que se obtienen durante la perforación se incorporan al modelo para proveer actualizaciones instantáneas que se incorporan en el uso de herramientas de modelado, incluyendo la evaluación y desempeño de los yacimientos, el pronóstico de la producción y estimación de reservas.

En modelado de yacimiento integra la información obtenida de diferentes fuentes. Los datos sísmicos después del apilamiento, representan el volumen y las características del yacimiento entre los pozos y representan una toma estática del mismo. Los datos obtenidos de las operaciones de perforación y adquisición de registros, dan información de la región vecina al pozo y se puede interpolar lejos del pozo a lo largo del volumen del yacimiento. Con los volúmenes sísmicos adquiridos con la técnica de repetición o 4D se monitorean los cambios producidos en el yacimiento a través del tiempo, de manera dinámica.

Los modelos y simuladores permiten realizar una evaluación y predecir el desempeño del yacimiento y problemas de producción. Hay que tener en cuenta que los términos “modelado” y “simulación” son distintos. Los modelos representan sistemas reales y son en gran medida estáticos, pero pueden actualizarse con nueva información, mientras que los simuladores, buscan describir como cambia un sistema con el tiempo. Sin embargo con un preciso modelo de yacimientos combinado con la simulación ayuda al ingeniero de yacimientos y geocientíficos a desarrollar planes de perforación exitosos, escoger terminaciones de pozos, planes de reparación y formular estrategias de recuperación secundaria.

El desarrollo debe ir enfocado ha como manejar y explotar rápidamente los datos adquiridos durante la perforación en tiempo real para los procesos de modelado y simulación de yacimientos. El avance tecnológico en geonavegación y perforación de pozos de alcance extendido y multilaterales, han incrementado la capacidad para contactar un volumen mayor del yacimiento con pozos complejos. Con las herramientas MWD y LWD se obtienen gran cantidad de datos, los cuales se transmiten a la superficie y enviarse de inmediato para ser procesados e interpretados en tiempo real. La colocación de pozos se puede optimizar si la nueva información se integra de manera continua en los modelos de yacimientos durante la perforación.

La manera de lograr esta integración de data es con el desarrollo de herramientas sofisticadas de software, que favorezcan a un enfoque multidisciplinario para la construcción y actualización de modelos, que permitan procesos de simulación mas eficientes con la utilización de modelos actualizados y ayuden a la evaluación de riesgos conforme se modifiquen los modelos de diseño de pozos propuestos con la incorporación de nueva información. En base a esto se puede manejar un nuevo concepto que integre el hecho de efectuar simulaciones durante la perforación (SiWD).

Avances en las técnicas de modelado:

La determinación del mejor modelo y el mantenimiento del mismo, debe considerar la calidad, cantidad e incertidumbre de los datos. Durante la creación y actualización del modelo es necesario evaluar incertidumbre.

El modelado de yacimientos abarca modelos dentro de modelos. Los modelos geológicos poseen información de espesores, profundidad y el alcance de las capas geológicas, incluyen fallas, fuente de discontinuidad y compartimentalización de los yacimientos. Los datos sísmicos y de pozos abarcan información para la construcción y actualización del modelo geológico. Por medio de registros y núcleos de pozos, se obtienen modelos petrofísicos que describen litologías de las formaciones y las propiedades de yacimientos (porosidad, permeabilidad y contenido de fluidos). Además esta información ayuda a los geocientíficos a determinar variabilidades en el yacimiento. La obtención de modelos PVT para representar las propiedades de los fluidos a través de un rango de condiciones de yacimientos con cambios de fases. Estos modelos requieren datos de entrada obtenidos principalmente de mediciones de laboratorio, complicando de esta manera la actualización rápida de esta información en los modelos de yacimientos.

Por medio de herramientas sofisticadas El modelado de yacimientos deLos yacimientos de gas condensado presentan un comportamiento complejo debido a la existencia de un sistema de fluidos de dos fases en las cercanías del pozo cuando la presión de esta zona cae por debajo de la presión de rocío. La producción bajo esta condición presenta una obstrucción en la zona vecina al pozo reduciendo de esta manera la productividad en un factor de dos o más. Este fenómeno es conocido como formación de banco de condensado, resultado de la combinación de diferentes factores, propiedades de las fases de fluido, características del flujo de la formación y las presiones existentes en la formación y en el pozo.

Los modelos y simuladores de yacimientos han contribuido al conocimiento y comprensión de yacimientos cada vez más complejos. Sin embargo la construcción, mantenimiento y actualización de los modelos son procesos lentos que involucran varias disciplinas.

Enfoques contrastantes:

Los procesos de modelado y simulación también se llevan a cabo para determinar la efectividad de las operaciones de terminación y reparación de pozos, asi como diagnosticar problemas de productividad mediante la comparación de la producción real con la producción pronosticada, especialmente en pozos horizontales. Con la simulación de flujos de fluidos se elaboran planes de perforación de pozos de relleno y formulación de estrategias de recuperación secundaria. Si bien estas decisiones no se necesitan rápidamente, ayudan a la reducir la incertidumbre. Una manera de reducir la incertidumbre durante la perforación es incorporando la información que se va obteniendo lo mas rápido posible, para ello se introdujeron mejoras en el software y hardware de modelado y simulación, y la adquisición y entrega de datos MWD y LWD con un enfoque multidisciplinario, en donde es posible la visualización de yacimientos y la entrega de datos en tiempo real (figura 1).

Referencias: Oilfield Review Spring 2007. Schlumberger. 2007

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27 febrero 2008

Yacimientos Inteligentes
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En la actualidad la comprensión y control de los yacimientos de hidrocarburos esta a la par con la tecnología. Hoy en día existe la posibilidad de instalar dispositivos en fondo con los cuales es posible el monitoreo de pozos desde superficie, además de efectuar un control remoto del flujo que proviene de zonas especificas y se dirige al pozo y a la tubería de producción. Mientras se produce el flujo de fluidos dentro del sistema de producción, sensores ubicados en el fondo del pozo realizan mediciones en tiempo real o prácticamente en tiempo real, las cuales pueden ingresarse a un software que realice el análisis del yacimiento y de las operaciones de producción. Los datos provenientes de la medición con sensores siempre incluyen outliers (puntos solitarios alejados de la tendencia principal que presentan una forma definida que generan unos saltos que luego retoman la tendencia) y un cierto grado de ruido (dispersión de los puntos con respecto a la tendencia), por lo cual es necesario realizar una limpieza de datos a la hora de introducirlos en sistemas de computación.

Las completaciones tradicionales están ausentes de equipos de monitoreo de fondo, dando como resultado una cantidad limitada de datos del yacimiento. La tasa total de flujo, la presión de cabezal del pozo y la composición del fluido se podrían obtener a partir de mediciones realizadas en superficie, pero las condiciones reales de una zona de producción y el aporte individual de cada zona no se pueden conocer con exactitud. La única manera es que se encuentren disponibles dispositivos inteligentes de medición instalados en el fondo del pozo, los cuales dan información completa sobre la contribución de cada parte del hoyo. Otra manera es a través de registros de producción y pruebas de presión transitoria, que ofrecen datos para distintos momentos en el tiempo, en lugar de una historia continua.


Los dispositivos de las completaciones inteligentes logran una integración segura y confiable entre el aislamiento zonal, el control de flujo, el levantamiento artificial, el monitoreo permanente y el control de la producción de arena. La completación inteligente es aquella que cuenta con la capacidad de monitorear y controlar por lo menos una zona del yacimiento (ver figura 1). La adquisición y la interpretación de datos y la capacidad de optimizar la producción a través de un ajuste remoto de las válvulas subterráneas, marcan la diferencia entre las completaciones de avanzada y las tradicionales, ofreciendo la posibilidad de enfrentar una situación en forma interactiva antes de que se convirtiera en un problema.


La compañía Schlumberger por medio del grupo de Dinámica y Control de Yacimientos, diseño un experimento de laboratorio para determinar el impacto de la recolección de datos en tiempo real y del control del flujo sobre la recuperación. El equipo experimental simula un pozo desviado en un yacimiento de petróleo cercano a un contacto agua petróleo (figura 2). El yacimiento de arenisca Berea fue saturado con agua dulce para representar el petróleo en un yacimiento real. El “petróleo” fue desplazado por el agua salada, que representa el agua de formación en el yacimiento real.

El pozo tiene tres válvulas de control. Al estar las válvulas abiertas completamente, la producción de “petróleo” fue seguida por una invasión temprana de “agua” en la completación mas profunda del hoyo, ya que es la que está ubicada mas cerca del contacto, resultando un barrido inadecuado.

Se procedió a la elaboración de una estrategia óptima de producción utilizando el modelo preparado para el yacimiento de laboratorio. Se realizó un enlace de una simulación efectuada con el programa ECLIPSE, con un algoritmo de optimización que incorporaba una función objetivo de recuperación máxima y restricciones prácticas, como la presión del yacimiento en cada lugar del hoyo, una tasa total de producción fija y corte de agua máximo.

La simulación mostró que al variar la toma de fluidos en los diferentes segmentos del pozo se podía recuperar mayor cantidad de petróleo. Con el ajuste de las válvulas se recuperó mayor cantidad de “petróleo” debido a el avance constante del frente de “agua”.

Para el ajuste de flujo en cada válvula se realizo sobre la base de las observaciones del movimiento de agua utilizando barridos topográficos asistidos por computadora. Para el caso de yacimientos reales será necesario contar con una imagen del movimiento del frente de agua para diseñar una estrategia de control, la cual se está desarrollando a partir de sensores confiables para dicho propósito.

El experimento mostró una mejora en el desplazamiento obteniendo un barrido de 92% cuando se ajustaron correctamente las válvula, con respecto al 75% de barrido que se obtuvo cuando se abrieron las tres válvulas por completo.

El beneficio que se obtiene en el uso de equipos de subsuelos de control de flujo operados desde superficie, consiste en contar con los datos del yacimiento que posibilitan la toma de decisiones sobre la producción eficiente de reservas. Con respecto a las completaciones comunes, el monitoreo de yacimientos se realiza solo en momentos específicos. Las pruebas de pozo, los registros de producción y levantamientos sísmicos, proporcionan una visión instantánea del yacimiento y bien podrían no representar el comportamiento normal del yacimiento o no registrar hechos que requieran acciones correctivas. La automatización de los softwares que procesan estos datos y la integración con la data existente de yacimientos es de gran aporte para la optimización de estos yacimientos inteligentes.

Referencias: Oilfield Review Autumn. Schlumberger. 1999

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Simulación térmica y evaluación económica aplicada en proyectos de petróleo pesado.
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En la actualidad, se está observando un incremento a nivel mundial en la producción y reservas de petróleo pesado; tanto así que Venezuela y Canadá tienen tanto o más petróleo que Arabia Saudita, con al menos 100 años de producciòn, con la única diferencia de que este crudo es pesado o extrapesado. Estos números reflejan la necesidad urgente a desarrollar tecnologías para convertir fuentes de petróleo pesado y extrapesado en reservas probadas, y eventualmente poder producirlas eficientemente.

Inyección de fluidos calientes
Generalmente los fluidos inyectados son calentados a nivel de superficie, y los tipos de fluidos a inyectar varían desde los más comunes, como agua (tanto líquida como en vapor) y aire, a otros tales como: gas natural, dióxido de carbono, y hasta solventes; la escogencia será controlada por el costo, efectos esperados en la producción del crudo, y la disponibilidad de los fluidos.

El objetivo principal de inyección de fluidos calientes es reducir la viscosidad del petróleo y con esto, mejorar la eficiencia de desplazamiento hasta obtener una eficiencia parecida a la obtenida por inyección de agua convencional.

Combustión in situ
Se inyecta oxigeno al yacimiento, se produce una ignición del crudo del yacimiento y parte de éste es quemado en la formación para generar calor; y con esto, aumentar la movilidad del crudo y para que este pueda fluir gravitacionalmente hacia el pozo, en un yacimiento con adecuada permeabilidad. La inyección de aire es, hasta ahora, la vía más común para introducir oxigeno al yacimiento.

VAPEX
Los procesos VAPEX (Extracción de Vapor), usualmente utilizan un par de pozos horizontales, uno encima del otro y desplazados también de manera horizontal. Este proceso utiliza un solvente de hidrocarburo liviano (o combinaciones de hidrocarburos livianos), inyectados encima del pozo horizontal. El solvente se disuelve en el crudo pesado, reduciendo su viscosidad para que pueda ser producido gravitacionalmente en el pozo horizontal ubicado por debajo del inyector. Las condiciones operacionales son controladas por el objetivo de mantener el solvente en la fase de vapor muy cerca de su presión de vapor para maximizar los efectos de disolución.

THAI
Es un proceso de combustión que combina un pozo vertical de inyección de aire, con uno de producción horizontal. Durante el proceso, el frente de combustión es creado donde se quema una parte del petróleo del yacimiento, generalmente el calor reduce la viscosidad del petróleo, permitiéndole producir de manera gravitacional hacia el pozo productor horizontal. El frente de combustión barre el yacimiento de manera muy eficiente, obteniendo un estimado del factor de recobro de petróleo del 80% del POES. El pozo vertical se ubica buzamiento arriba en el yacimiento y los horizontales en las zonas relativamente mas bajas; los gases calientes (mayormente N2, CO2 y vapor de agua) atraviesan la zona fría del petróleo a través del frente de combustión, creando una zona de movilidad en donde el crudo y los gases fluirán hacia el pozo; esta producción se estabilizará a una tasa constante, cuando el frente de combustión avance a una velocidad constante.

SAGD
Este proceso usa dos pozos horizontales perforados a 5 metros aproximadamente de espaciamiento entre pozos, a una profundidad cercana a la de la base del yacimiento; el vapor es inyectado entre ambos pozos para la fase de precalentamiento y poder así, estabilizar la comunicación de los fluidos entre los dos pozos. Una vez establecida y estabilizada la comunicación, el pozo se convierte en productor y el vapor se inyecta continuamente en el tope del pozo. El vapor calienta al crudo hasta reducir su viscosidad para que pueda ser drenado al pozo productor.

Calentamiento eléctrico
La inyección de vapor es la técnica térmica comúnmente más usada, pero puede ser económicamente no viable en situaciones de: formaciones profundas, zonas prospecto muy delgadas, formaciones de baja permeabilidad, etc. Se necesitan métodos alternos para producir eficientemente estos crudos pesados y viscosos. La viscosidad del petróleo pesado es función de la temperatura y decrece drásticamente con el incremento de ésta. Otros factores que controlan la tasa de producción para patrones estabilizados de flujo en este tipo de yacimientos son: viscosidad, espesor, permeabilidad y porosidad.

Un método alterno de recuperación térmica es el uso de calentamiento eléctrico proveniente de mineral isolated; este proceso está basado en la reducción de la viscosidad local, lo cual mejora la razón inyectividad/producción del pozo.

fuente: paper SPE 104046

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Yacimientos de gas con baja permeabilidad
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Tight gas
es el término comúnmente usado para referirse a yacimientos de baja permeabilidad que producen mayormente gas natural seco. Para los años 70 debido a una decisión del gobierno de U.S., se nombraban yacimientos de tight gas, a todos aquellos cuya permeabilidad al gas fuese menor a 0.1 mD; actualmente la definición de yacimientos tight gas, es función de muchos factores físicos y económicos. Los físicos, están relacionados con la ley de Darcy para flujo radial, donde la tasa de flujo es función de la presión de fondo fluyente, la presión de yacimiento, el radio del pozo, propiedades del fluido, temperatura del yacimiento, permeabilidad, espesor, radio de drenaje y del daño. La mejor definición de yacimientos tight gas es la de un yacimiento que no es capaz de producir a tasas económicamente rentables y en el que solo se pueden recuperar cantidades favorables de gas, si el pozo es estimulado con técnicas de fracturamiento o es producido por pozos horizontales o multilaterales. Con esto se tiene que no hay yacimientos típicos de tight gas, estos pueden ser tanto profundos como someros, con alta o baja presión y temperatura, homogéneos o naturalmente fracturados.

Para evaluar y desarrollar un yacimiento de gas de baja permeabilidad, y determinar las zonas prospectivas en él, usualmente se necesita de mucha mas data para evaluar un pozo de este tipo que para uno convencional y por esto, se debe integrar toda la información tomada de: registros, perfiles, historiales de perforación y pruebas de presión. Usualmente, se utiliza la técnica de pruebas de inyección cortas y el subsiguiente análisis Fall Off para caracterizar este tipo de yacimientos; esto debido al poco flujo de gas hacia el pozo como producto de las bajas permeabilidades.

Para optimizar el desarrollo de este tipo de yacimientos, se puede optimizar el número de pozos a ser perforados así como también, los procedimientos de perforación y completación para cada uno de ellos. La óptima perforación, completación y simulación para cada uno de los pozos es función de la situación económica en la que se esté trabajando y de las características del yacimiento. Los costos de perforación, completación y estimulación, mas el precio del gas y el mercado del gas, todo esto, afecta al desarrollo de este tipo de yacimientos.

Por último, los métodos más comúnmente usados por los ingenieros de yacimiento para el cálculo de reservas son: el volumétrico, balance de materiales, curvas de declinación d presión y modelaje de yacimiento; normalmente, los métodos volumétricos no se ajustan a yacimientos gas tight; debido a que el área de drenaje es rara vez conocida; el balance de materiales tampoco se adapta a este tipo de arenas porque es casi imposible cerrar pozos por un tiempo tan largo para poder estimar la presión de yacimiento, cuando el yacimiento presenta tan poca permeabilidad. Con esto, el mejor método para determinar reservas en este tipo de yacimientos es el análisis de la data de producción usando tanto curvas de declinación como simulación de yacimientos.

Una típica curva de declinación para yacimientos tight de gas, muestra un carácter hiperbólico, pero aún usando la ecuación hiperbólica para analizar la producción de este tipo de pozos, se debe analizar la data con mucho cuidado; el modelo más exacto para estimar reservas de gas en yacimientos de gas con baja permeabilidad, es usando modelaje del yacimiento, ya sea un modelo semi-analítico o uno numérico, para definir el ajuste entre la data de producción de gas y la presión de fondo tomada del pozo. El modelo debe ser capaz de simular las zonas prospectivas del yacimiento, fracturas de conductividad finita, y los cambios en la presión de fondo del yacimiento; al ajustar el modelaje con lo obtenido en el historial de presión se puede tomar esta herramienta como la más eficiente para predecir la producción en este tipo de yacimientos.

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IDENTIFICACIÓN DEL POTENCIAL TÉCNICO Y ECONÓMICO DEL EOR BAJO CONDICIONES LIMITADAS DE INFORMACIÓN Y TIEMPO.
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Parte II.- Metodología de evaluación económica, simulación analítica.

Criterio de selección de mecanismos EOR/IOR (EOR/IOR Screening Criteria).- La metodología propuesta es basada en la selección de proyectos EOR usando un Machine Learning , la idea principal de esta estrategia de screening está basada en técnicas de reducción de espacio, para simplificar la representación de la experiencia EOR internacional representada en una base de datos del yacimiento y proyectada como mapas bidimensionales, también llamados como tipología del yacimiento; el método está basado en una reducción de un grupo de variables del yacimiento (°API, profundidad, viscosidad, permeabilidad, porosidad, presión, etc.) generando representaciones 2-D con diferentes tipos de yacimientos que tienen en común los proyectos EOR implementados.


Simulación analítica.-
La simulación numérica juega un rol fundamental para el desarrollo de planes de monitoreo y evaluación del comportamiento del yacimiento bajo diferentes esquemas de explotación, incluyendo métodos EOR. Sin embargo, estos estudios también son costosos y consumen mucho tiempo, requiriendo profesionales altamente capacitados para simular y entender la física de los procesos EOR. No obstante, una vez calibrados y disponibles los modelos de yacimientos históricamente relacionados y la data requerida para simular algún proceso EOR especifico, los estudios de simulación pueden ser desarrollados en periodos de tiempo cortos y a un menor costo para predecir el comportamiento del yacimiento bajo diferentes esquemas de inyección y producción. Por otra parte, hay casos en los que los estudios de simulación no son justificados con la data disponible o cuando una descripción surrealista del yacimiento necesita ser realizada para alcanzar un match histórico de algún yacimiento en particular. En algunos de los casos previos, y cuando el modelaje de yacimientos no es disponible, el uso de ingeniería de yacimiento convencional (Ej.: balance de materiales), y herramientas de modelaje simplificado como simuladores analíticos pueden brindar tanta información como la que podría brindar un simulador numérico.

Modelos analíticos para predecir el recobro de petróleo y la producción del fluido bajo diferentes métodos de recuperación incluyendo procesos EOR pueden ser descargados vía on-line (Modelos DOE-TORIS) y también son disponibles comercialmente. Estos modelos también incluyen sistemas binarios y técnicas de inteligencia artificial.
El uso mas común de la simulación analítica es modelar patrones de pozos asumiendo que los resultados obtenidos representan el promedio de un yacimiento en particular. Este método ha probado ser útil para el estudio de yacimientos con déficit de información, exploración y explotación de yacimientos en etapas tempranas de desarrollo o en el análisis de yacimientos bajo etapas tempranas de screening. El segundo y menos usado avance en materia de simulación analítica es la simulación de campos completos para yacimientos con heterogeneidades laterales y verticales importantes.


Con esto se puede afirmar que:
- La combinación de criterios de selección (screening) geológica y de yacimiento brinda información valiosa que sirve de guía para identificar oportunidades potenciales de yacimientos EOR bajo un estudio de riesgos e incertidumbres. Sin embargo, esto requeriría de la colaboración de compañías petroleras, ya que los resultados de la aplicación de métodos EOR no siempre son encontrados en literatura abierta, especialmente para proyectos no exitosos.
- La metodología propuesta puede ser aplicada para, desde el desarrollo de nuevos campos hasta el rejuvenecimiento de campos maduro; y puede ser extendida para la evaluación de oportunidades tales como secuestro de CO2 en formaciones geológicas y recuperación avanzada de yacimientos no convencionales (CBM y Tight Gas).
- La simulación analítica, entendiendo sus limitaciones, puede brindar excelentes ideas técnicas y económicas en cualquier etapa del desarrollo del yacimiento, así como en proyectos donde la simulación numérica no es disponible.
Aún con perfiles optimistas de producción, los proyectos pueden no ser provechosos, resultando excelente tener una vía para seleccionar y clasificar un grupo de yacimientos en un periodo de tiempo corto y con una reducida cantidad de información.
Fuente: paper SPE # 94682

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IDENTIFICACIÓN DEL POTENCIAL TÉCNICO Y ECONÓMICO DEL EOR BAJO CONDICIONES LIMITADAS DE INFORMACIÓN Y TIEMPO.
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Parte I.- Metodología de evaluación económica

La aplicación de procesos de recuperación de petróleo avanzada, incrementa el valor económico de los campos existentes a través del incremento del recobro y de la extensión de la vida productiva del yacimiento.
Generalmente, las compañías petroleras operan en gran cantidad de campos con falta de información sobre ellos. En algunos otros casos, muchos yacimientos tienen un comportamiento financiero deficiente para justificar su estudio. Esta representa una barrera común para identificar oportunidades de investigación en ciertos yacimientos.
Por otra parte, es bien sabido que los proyectos EOR son fuertemente influenciados por aspectos económicos, especialmente por el precio del crudo.
Este paper describe un avance para desarrollar una evaluación económica de proyectos EOR basado en un avance del criterio screening y a la evaluación completa de campos bajo condiciones limitadas de información y de tiempo. La metodología propuesta estima la viabilidad técnica de EORs y el potencial de producción de un campo en particular basado en experiencia de campo previa internacional y herramientas de evaluación rápidas tales como: simuladores analíticos y programas de software de economía. Es importante notar que esta metodología, no sólo provee un avance sistemático para evaluar y clasificar un escenario económico de EOR, sino que también muestra un excelente potencial para apoyar decisiones de explotación de yacimientos no convencionales (CBM y Tight Gas).

La metodología de evaluación económica descrita comprende de tres pasos:
1. Criterio screening basado en propiedades geológicas y caracterización del yacimiento usando experiencias de campo previa.
2. Simulación analítica para predecir perfiles de producción de petróleo de los procesos EOR.
3. Evaluación económica y clasificación de las oportunidades EOR.



Fig. 1. Procedimiento esquemático de la evaluación técnica y económica del potencial EOR bajo limitaciones de información y tiempo.




Criterio de selección EOR (screening EOR).- Este ha sido usado para evaluar un numero de yacimientos dado antes de realizárseles cualquier tipo de evaluación detallada. Este criterio esta basado en un conjunto de parámetros de yacimientos (profundidad, temperatura, presiones, permeabilidades, saturaciones de petróleo y viscosidades, entre otros) generalmente obtenidos de cualquier experiencia de campo previa o de entender las características y la física de cada proceso EOR.
Adicionalmente, el criterio de escogimiento se ha desarrollado a través de un sistema binario simple a un avance integrado basado en avances de inteligencia artificial (AI). Sin embargo, también ha sido utilizado, últimamente, el criterio de screening geológico.
Por otro lado, uno de los mayores cambios del screening EOR es monitorear y relacionar una gran cantidad de yacimientos bajo diferentes estrategias de explotación y condiciones con diferentes métodos EOR bajo limitaciones de tiempo y en algunos casos bajo condiciones de información limitada. Esto es cierto especialmente en campos maduros que requieren de decisiones rápidas sobre ejecutar o no procesos para extenderle la vida productiva al yacimiento, a través de mecanismos o proyectos EOR.

Fig. 2. Proyección internacional de inyección de CO2 considerando 5 variables del yacimiento: profundidad, permeabilidad, porosidad, °API y presión.


Criterio de screening geológico.- Estos estudios muestran la relación entre la arquitectura del yacimiento y la eficiencia convencional de recobro con las estrategias EOR. El propósito es el de una matriz basada en sistemas depositacionales caracterizados en términos de heterogeneidad lateral y vertical. Aunque la ubicación de los proyectos como función de la heterogeneidad del sistema depositacional es de alguna manera subjetiva, debido a la deficiencia de información geológica, se sigue creyendo que este tipo de análisis es una guía para procesos de toma de decisiones asociados con proyectos EOR.

Fig. 3. proyectos de inyección de vapor como función del sistema depositacional. Los números en paréntesis y corchetes indican proyectos exitosos y no exitosos, respectivamente.

Fuente: paper SPE # 94682

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EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE IOR
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Parte II: Naturaleza del criterio de screening- cálculos de recobro.

La naturaleza binaria del proceso de screening lleva a una interpretación bastante rigida de si el proceso será o no exitoso. Sin embargo, en la practica es probable tener éxito lo cual es indicado por la relación de las propiedades del yacimiento a la criteria. Por ejemplo, si el criterio es mayor a 21% de porosidad, un proyecto EOR en un yacimiento con 22% de porosidad sería más exitoso que uno con el 20%. El grado de sutileza no es capturado en un screen binario. Esto conduce a de otros autores sugieran reemplzar el screen binario con un índice confiable de menos rígidez que mida cuán lejos se está, de la realidad del yacimiento.
Para compensar la rigidez en un screen binario, se realiza una revisión yacimiento a yacimiento conducido a los resultados obtenidos de software comerciales. Durante la revisión, se busca asegurar que los resultados del screening sean sensibles y puedan ser defendidos en merito técnico. La naturaleza de esta investigación es más incluyente que excluyente; y con la ayuda del proceso de ranking se puede establecer con mayor certeza, cuán exitosos pueden ser cada uno de los casos estudiados.
CÁLCULOS DE RECOBRO.-
De manera de priorizar el desarrollo de EOR basado en un screen simple, es necesario estimar la efectividad relativa de un proceso en particular en cada yacimiento. La efectividad de un proceso puede ser evaluada por muchos métodos diferentes, con el propósito mas importante, el de incrementar el recobro y la eficiencia del IOR.
La eficiencia IOR puede ser calculada como el volumen de fluido a inyectarse a condiciones de superficie, requerido para producir un barril de petróleo a condiciones normales, esto se ha definido como el radio de eficiencia del inyectante o IER y sus unidades son bbls/STB o MSCF/STB, dependiendo de si se inyecta agua o gas.
Recobros incrementados y eficiencias pueden ser modelados en una variedad de formas, desde la apicacion de data análoga hasta la aplicación detallada de simulaciones de yacimientos. Cada técnica tiene ventajas y desventajas y es importante alcanzar el nivel de detalle apropiado para el estudio.
Las técnicas más utilizadas para el cálculo de reservas son las de modelaje simplificado, basadas en la teoría de flujo fraccional, utilizando software de modelos predictivos, aplicados a yacimientos sometidos a diferentes mecanismos de recuperación.Estos mecanismos modelan el yacimiento como una serie de capas entre las que se corre un pozo inyector y uno productor y en donde el petróleo es producido por desplazamiento, no por expansión.
Propiedades generales del yacimiento.-En muchos casos el cálculo de eficiencias de recobro es muy sensible a las permeabilidades relativas. Cada esfuerzo debe ir dirigido a obtener data completa y confiable, para aquellos yacimientos candidatos a IOR.
Parte III: Evaluación de riesgos e incertidumbres.

El riesgo técnico ha sido dividido en dos partes: yacimiento y proceso. Las consideraciones técnicas para la evaluación de riesgos en el yacimiento son aquellas calidades del yacimiento y de sus hidrocarburos, que lo hace mayor a menor riesgoso para todos los métodos IOR. En cuanto a los procesos, se consideran riesgos sobre aspectos específicos para cada método IOR. Un método para la evaluación de riesgos puede ser una evaluación semicualitativa en donde se calcule un factor de chance de éxito que varie de 0 a 1, en donde 1 indicará que no hay riesgo o que hay gran chance de tener éxito. Este factor se puede calcular de la siguiente manera:
Los riesgos de yacimiento son asignados donde exista: deposición de asfalteno, fracturas naturales extensivas, y /o baja permeabilidad; causando: productividad limitada del pozo, eficiencia de barrido pobre, y bajas tasas de inyección. A demás se incluyen riesgos geológicos, como los asociados a conectividad lateral o cualquier otro atributo geológico del yacimiento.
ESTIMACIÓN DEL TIMING
Saber cuándo un proyecto IOR podría comenzar es necesario para determinar su importancia. Si hay dos proyectos dados idénticos en todos sus aspectos excepto la fecha de comienzo esperada, el proyecto más lejano es menos importante para propósitos de planificación. Para yacimientos copletamente desarrollados, que están bajo agotamiento primario usualmente se busca la tasa de declinación para estimar la fecha en la que comenzarán a implementarse mecanismos de recuperación secundaria; sin embargo, estimar este tiempo es algo problemático.
Debido a esta dificultad se decidió usar un método simple, no por eso exacto; el número de años para comenzar el IOR puede ser calculado dividiendo las reservas probadas por la tasa anual de producción, esto nos indicará el tiempo en el que termina la agotacion primaria y con esto, el tiempo en el que comienza la recuperación secundaria.
RANKING
Esto es apropiado por el nivel de detalle contenido en esta evaluación; los cálculos del recobro de petróleo, costos, y riesgos son por necesidad, no muy exactos. Sin embargo, las diferencias relativas en los cálculos tienen mayor exactitud. El ranking, o proceso de clasificación, es consistente con este énfasis de exactitud relativa. Los criterios de ranking comúnmente usados son: volmen de riesgo de recobro de petróleo, costo por barril, gravedad del petróleo y un composite.
FUENTE: paper SPE #94682

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EVALUACIÓN DEL POTENCIAL DE IOR
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Los métodos de recuperación mejorada de petróleo (IOR), como han sido definidos para este estudio, consisten en procesos en los que un fluido de inyección es utilizado para aumentar el recobro en yacimientos de petróleo. En otras palabras, IOR incluyen los siguientes procesos: inyección de agua, desplazamiento miscible de gas con hidrocarburo (CH4), dióxido de carbono, o nitrógeno como fluido a inyectarse, desplazamiento inmiscible, inyección avanzada de líquidos (surfactantes, polímeros o alcalinos), inyección de vapor (incluyendo drenaje gravitacional asistido) y combustión in situ.

Parte I: Descripción del método de Screening.

Un screening (selección) de métodos EOR consiste en el estudio de un grupo de parámetros de yacimientos y de fluidos (profundidad, porosidad, permeabilidad, saturación de petróleo, presión, viscosidad, etc.) que gobiernan el desarrollo técnico y económico para cada uno de los procesos de recuperación de petróleo avanzada (EOR); cada uno de estos parámetros pueden ser obtenidos ya sea de aplicaciones operacionales de métodos EOR o del conocimiento físico de los procesos EOR.
Los screening EOR son, usualmente, el primer paso para determinar si la aplicación del mecanismo EOR es garantizada y han sido usados en la industria petrolera por hace más de 20 años. Por su naturaleza, los screening pueden ser sólo considerados como un juicio grueso de la conveniencia o no de un proceso EOR; sin embargo, antes de aplicar con confianza algún proceso EOR en particular, se requiere de evaluación adicional, ya que el proceso debe representar confiabilidad tanto técnica como económica. Estas evaluaciones adicionales pueden incluir medidas de laboratorio, análisis de núcleos, simulación de yacimientos y monitoreo de campos.
CALIDAD DE LA DATA.
La incertidumbre de la data resulta del tamaño del yacimiento. En yacimientos muy largos existen variaciones en propiedades, que no pueden ser capuradas en un promedio individual, y en yacimientos pequeños la data es limitada y los errores en una o pocas medidas no pueden ser modificadas. En todos los yacimientos la incertidumbre de la data también se debe a las medidas y a la interpretación de errores.
Para identificar la calidad de la data, esta debe ser revisada en cuanto a consistencia.Algunos de estos parámetros de consistencia incluyen croos-plots de diferentes datas así como presión de yacimiento versus profundidad. Los cross-plots permiten identificar los puntos de menor y mayor ajuste de la data disponible.
Fuente: paper SPE #94682

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SELECCIÓN DE OPORTUNIDADES DE APLICACIÓN DE MÉTODOS EOR/IOR BASADA EN LEARNING MACHINE.
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Parte II: AI (Artificial Intelligence).


AI (Artificial Intelligence).
Los métodos de inteligencia artificial (AI), específicamente: Neural Networks, Fuzzy Logic y Expert System, son usados, generalmente, como soporte a las operaciones de explotación y producción, su uso varía dependiendo del problema específico; todo el potencial de estos sistemas de procesamiento de información es usado para construir modelos previsivos de producción. Una técnica novedosa en estas soluciones de inteligencia artificial es la conocida como Machine Learning (ML), una posible realización de esta técnica es la combinación de técnicas de agrupamiento y algoritmos de reglas de extracción. En este avance, toda la data disponible es usada para extraer procesos implícitos y explícitos, o estrategias de explotación asociadas a la data; esto ha producido un desarrollo excelente ligado a simplicidades para la solución final. Con estas técnicas, las probabilidades de tener éxito son fuertemente relacionadas a la información disponible, su cantidad y calidad, y a la existencia de experiencia reconocida.
Screening EOR.


Durante los pasados 20 años, el criterio screening ha sido trabajado para evaluar, en un número de yacimientos, la aplicabilidad de diferentes procesos EOR/IOR en un modo simple, antes de que sea realizada alguna evaluación de manera detallada. Muchos programas de computación o modelos analíticos han sido desarrollados para seleccionar la factibilidad de los métodos IOR y predecir su recobro basado en criteria screening. Por otro lado, esta tecnología ha improvisado la aplicación de este criterio a través de técnicas de inteligencia artificial para seleccionar y diseñar procesos IOR y hasta análisis de riesgos e incertidumbres. Yacimientos de petróleo y gas representan un sistema complejo con gran grado de incertidumbre, comenzando con la definición de parámetros importantes, y finalizando con la disponibilidad y calidad de data.

Por esto se busca proponer y desarrollar un trabajo de AI basado en ML (Machine Learning), donde sea posible identificar, basado en una reducción de variables de las características del yacimiento, la tipología del mismo. La combinación del espacio reducido de representación con el avance de máquinas de entendimiento abre diferentes vías de métodos screening, por medio de mapas bidimensionales que claramente muestran tipos de yacimientos usando 6 variables. Los mapas generados permiten establecer la aplicabilidad del criterio, basados en experiencias internacionales de procesos EOR.


Fig. 1. proyección de la base de datos Internacional, utilizada para el criterio de screening.



Fuente: paper SPE #78332

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SELECCIÓN DE OPORTUNIDADES DE APLICACIÓN DE MÉTODOS EOR/IOR BASADA EN MACHINE LEARNING.
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Parte I: Filosofía IFL (Integrated Field Laboratory).


La estrategia actual para las aplicaciones de screening EOR/IOR están basadas en la filosofía integrada de campo y laboratorio, donde un área piloto representativa de un número de yacimientos dados, es seleccionada para métodos intensivos de EOR/IOR.
Campo-Laboratorio Integrado (IFL)
La idea detrás de esta filosofía es la rápida evaluación e incorporación de tecnologías a operaciones de campo. Sin embargo, encontrar la mejor tecnología para cada yacimiento en particular debería representar una gran interrogante. Aquí surge la idea de agrupar yacimientos que tengan características similares. La aplicabilidad del criterio para tecnología EOR y tipos de yacimientos, es una motivación para investigar en áreas de pruebas piloto avanzadas.
Algunos autores describen el monitoreo para la evaluación de tecnología en IFL´s como sigue:
- Caracterización, simulación y visualización avanzada del yacimiento
- Estrategias de drenaje, métodos EOR combinados y arquitectura del pozo.
- Construcción del pozo, minimizando daño y costo.
- Tecnologías IOR para incrementar la productividad.
- Tecnologías avanzadas de monitoreo.
- Tecnologías de producción y manejo de fluido
- Evaluación de riesgo.




Fig.1. planificación típica para IFL´s, utilizando papers de la SPE que reflejan el progreso de esta filosofía.



La aplicación de tecnologías en campos de operación, es una parte importante en la estrategia IFL; sin embargo, la evaluación de la tecnología sólo es posible en áreas pilotos. La criteria screening, que incluye la posibilidad del análisis de un grupo de yacimientos, es una respuesta a la extrapolación de lecciones aprendidas en pruebas pilotos.
Dos problemas con este avance (IFL) son: la falta de reglas para definir tipos de yacimientos y el tiempo de completación. En general, el problema de usar opinión de expertos es que se tiende a basarse en experiencia operacional. Es sabido que el éxito para estos métodos depende de un gran número de variables que caracterizan un yacimiento dado; por esto, la mayor dificultad para seleccionar un método adecuado es la de determinar una relación entre las características del yacimiento y el potencial de un método EOR/IOR.
Tomado de paper SPE # 78332

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EOR- SCREENING CRITERIA
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Parte II:- Criterios de screening para métodos EOR.



DESCRIPCIÓN DE MÉTODOS EOR.
Métodos de inyección de gas.- este es el método de EOR más antiguo, y a pesar de haber tenido gran éxito, la mayor producción EOR proviene de inyección de vapor; la producción de petróleo a través de inyección de CO2 es el único método EOR que sigue creciendo en USA; gracias a los esfuerzos para reducir el quema de gas, la inyección del mismo debería continuar creciendo en importancia a medida de que la producción de petróleo se expanda. Luego de años de experiencia en laboratorio y campo, los métodos EOR de gas son bien entendidos en la actualidad, y el criterio screening puede ser recomendado con más confianza que antes. El concepto de MMP explica la eficiencia de desplazamientos por N2, hidrocarburos y CO2; sin embargo, los desplazamientos de CO2 son usualmente más eficientes que los de N2 y CH4. Aún cuando los requerimientos de gravedad-presión-profundidad (MMP), son diferentes para los 3 gases, existe una superoposición de criterio para los 3 métodos. Así, cualquiera de ellos trabajará en un alto porcentaje de yacimientos profundos, y la decisión final usualmente depende de la disponibilidad local y del costo del gas inyectado


Inyección de nitrógeno y gas flue.- además del gas comprimido estos son los gases más baratos que puedan ser inyectados, y son considerados juntos porque la presiones requeridas para un buen desplazamiento son similares, y parecen poder ser usados intercaladamente como mecanismo de recobro del petróleo; a pesar de que la inyección de gas flue ha sido exitosa en algunos proyectos, los problemas de corrosión ligados al bajo costo y mayor disponibilidad del nitrógeno, han vuelto al nitrógeno mas atractivo; sin embargo, tiene el mayor MMP, es decir, el desplazamiento miscible solo podría ser posible para yacimientos profundos con petróleo liviano.
Inyección de hidrocarburo.- es uno de los métodos EOR más antiguo, aun incluso antes de conocer el concepto de MMP; hay tres métodos que incluyen: solvente LPG, condensación y capa de gas o gas disuelto.

Inyección de CO2.- este aparece al ser más accesible y a un menor costo comparado con el metano; y el criterio screening muestra que un importante porcentaje de yacimientos profundos pueden conocer los requerimientos para flujo miscible de CO2. La densidad así como la solubilidad del CO2 en petróleo decrece con la temperatura, así que los MMP requeridos para un crudo dado debe incrementar con aumentos en la temperatura. Como la temperatura de un yacimiento normalmente incrementa con la profundidad, los MMP también deben incrementar con la profundidad. Afortunadamente, la presión requerida para fracturar un yacimiento incrementa mucho más rápido que la temperatura con la profundidad.

Métodos químicos, flujo de polímeros y tratamientos con gel.- Hay relativamente pocos proyectos de este tipo que contribuyen a la producción EOR comparados con inyección de vapor o de gas.
Inyección de polímetros, ASP y alcalino.- la meta de los métodos químicos es la de reducir el IFT entre el petróleo y el agua, generalmente para desplazar petróleo remanente que queda después de un flujo de agua. En este tipo de inyecciones han habido grandes éxitos en materia tecnológicas, pero no muchos en materia económica, esto debido al gran precio de los fluidos a inyectar; es por ello que , en un esfuerzo para bajar los costos de estos fluidos, han surgido los que se conocen como procesos ASP, en los que se agregan mas compuestos alcalinos y menos surfactantes a la formulación de los fluidos, esto además de reducir los costos, ayuda a bajar el IFT y a reducir la adsorción del surfactante en la roca.
Inyección de polímeros y tratamientos de gel.- En el pasado estas técnicas se tomaban como una sola tecnología; sin embargo, debido a que presentan objetivos técnicos diferentes, deben ser tratadas de manera separada. La diferencia entre un proceso de control de movilidad (flujo de polímero) y un tratamiento de blocking (geles), es importante tenerla en claro. Para polímeros, el agente de control de movilidad debe barrer el yacimiento, en otras palabras, el polímero debe penetrar lo más posible a zonas de baja permeabilidad porque esto provee la fuerza de desplazamiento y producción del petróleo. En contraste a esto, para los tratamientos con gel, la penetración del mismo debe ser minimizada en zonas de menor permeabilidad y zonas de petróleo productivas, esto reduciría la eficiencia del desplazamiento y retardaría la producción.
Métodos térmicos- mecánicos para crudos pesados.- En el pasado, la producción de bitumen de arenas arcillosas no estaban normalmente incluidos en criterios EOR, debido a que las operaciones de minería no eran consideradas como parte de ingeniería de yacimiento; sin embargo, esta fuente se ha vuelto tan importante, que los recobros de este tipo de yacimientos deben ser listados en los proyectos EOR o IOR. Existe un fuerte esfuerzo para tratar de recuperar estos tipos de petróleo extremadamente viscosos, a través de métodos in situ para evadir el costo de la minería de superficie y abrir yacimientos más profundos. Uno de los métodos que promete, es el uso de pozos horizontales en una variación de inyecciones de vapor, conocida como drenaje gravitacional de vapor asistido (SAGD), tratan del drenaje gravitacional avanzado a través de inyección de gas para desplazamiento inmiscible; en general, el criterio screening para SAGD y para inyección de vapor es similar, excepto que la profundidad, viscosidad y rangos de gravedad del petróleo, deben extenderse a incluir arenas arcillosas.
Combustión in situ.- este tipo de combustión parece ser un método EOR ideal debido a que utiliza los dos fluidos de inyección menos costosos y más abundante de todos los existentes en EOR, el aire y el agua; y trabaja con un mayor rango de condiciones de campo que con los que trabaja la inyección de vapor, especialmente para yacimientos profundos. Sin embargo, este complicado método trae problemas de seguridad y corrosión que necesitan de gran atención.
Inyección de vapor.- Este es el método comercial de EOR más antiguo, y fue el primer método en tomar ventaja en los beneficios de pozos horizontales. Este método puede producir mas petróleo pero el flujo de agua sería mayor, por esto se debe tener cuidado con el análisis económico del potencial de cada inyección de vapor, para determinar si el petróleo a recuperar sería suficiente para pagar los costos adicionales de los fluidos y si serían rentables.
Minería y extracción.- En general, la minería es usada cuando el petróleo es tan viscoso que no puede ser recuperado a través de ninguna otra técnica, debido a que la minería es mas costosa que los mecanismos de combustión in situ; por esta razón, las arenas deben tener una saturación de petróleo alta y un radio de sobrecarga bajo. Existen muchos y grandes esfuerzos para producir el hidrocarburo viscoso a través de métodos in situ, tal como los procesos de SAGD.
Tabla 3.- Resumen del criterio Screening para, métodos EOR


El criterio de screening está basado en los mecanismos de desplazamiento de petróleo y en los resultados obtenidos de la experiencia de proyectos de campo con la aplicación de mecanismos EOR. La profundidad, gravedad del petróleo y producción de cientos de proyectos son puestos en gráficos para indicar la distribución e importancia de cada método. La inyección de vapor sigue siendo el método más dominante, pero las inyecciones de hidrocarburos y de CO2 han incrementado.
Tomado de paper SPE #35385

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Modelaje en Yacimientos de Gas Condensado
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Los yacimientos de gas condensado presentan un comportamiento complejo debido a la existencia de un sistema de fluidos de dos fases en las cercanías del pozo cuando la presión de esta zona cae por debajo de la presión de rocío. La producción bajo esta condición presenta una obstrucción en la zona vecina al pozo reduciendo de esta manera la productividad en un factor de dos o más. Este fenómeno es conocido como formación de banco de condensado, resultado de la combinación de diferentes factores, propiedades de las fases de fluido, características del flujo de la formación y las presiones existentes en la formación y en el pozo.


En la figura 1 se observa la formación del bloque de condensado; cuando la presión de fondo del pozo cae por debajo de la presión de rocío, el condensado se separa de la fase gaseosa en donde las fuerzas capilares favorecen el contacto del líquido con los granos. A medida que se acerca al pozo, la región alcanza un flujo en estado estacionario con el gas y el condensado fluyendo, aumenta la saturación de condensado ya que va disminuyendo la presión. La permeabilidad relativa del condensado aumenta con la saturación So y disminuye la permeabilidad relativa al gas, indicando la formación del bloque.

El comprender el comportamiento complejo del sistema de fluidos de dos fases permitirá tener mejores resultados en las interpretaciones de pruebas de pozos, estimados de reservas de gas seco y líquidos, diseño de las facilidades de superficie y pronósticos de producción.

Publicaciones referentes a pruebas de presión en yacimientos de gas condensado que se encuentran por debajo de la presión de rocío presentan un modelo radial compuesto de dos zonas: una región de gas con composición original situada en las lejanías del pozo y una región de acumulación de condensado alrededor del pozo. Sin embargo, recientes investigaciones han mostrado la existencia de tres zonas con diferente movilidad (ver figura 2): una zona alejada del pozo (3) con saturación inicial de condensado, una zona cercana al pozo (2) con saturación creciente de líquido y menor movilidad de gas, y una zona (3) en las inmediaciones del pozo donde la saturación de condensado excede la saturación crítica, fluyendo ambas fases hacia el pozo


Los tratamientos de fracturamiento hidráulico pueden mitigar el efecto del bloque de condensado, creando canales de permeabilidad, pero no eliminan la acumulación de condensado en las áreas en la que la presión de la formación esta por debajo del punto de rocío. Inyección de gas seco y solvente permite movilizar cierto condensado, sin embargo el perfil de saturación de líquido cerca del pozo productor se vuelve a formar apareciendo nuevamente el efecto del bloque de condensado. Debido al aumento del precio registrado por el gas natural en los últimos tiempos ha incentivado al estudio y desarrollo de los yacimientos de gas condensado. Se están examinando nuevas alternativas a través de estudios de laboratorio. Entre ellos se ha buscado la manera de prevenir la acumulación de condensando mediante la alteración de la mojabilidad de la roca.


A la hora del estudio en yacimientos de gas condensado es de gran utilidad modelos numéricos de simulación de yacimientos para pronósticos de desempeño. Teniendo en cuenta el comportamiento que presenta el gas condensado, estos modelos incorporan las propiedades de la roca y fluido para estimar la influencia dinámica del bloque de condensado sobre la producción de gas y condensado. Sin embargo, el bloque de reticulado de un modelo de campo (FFM, por sus siglas en inglés), puede ser e mayor tamaño que la zona del bloque de condensado, con lo cual se sobreestima significativamente la productividad de los pozos.

Esto puede resolverse con la aplicación de retículas de menor tamaño en las cercanías del pozo. Puede realizarse de dos formas: Utilizando el modelo FFM con refinamientos locales del reticulado (LGR, por sus siglas en inglés) o empleando un modelo compuesto de un solo pozo, con un reticulado de alta resolución (retículas de menor tamaño) en las cercanías del pozo.

El simulador composicional ECLIPSE 300, posee la capacidad para incorporar modelos FFMs con refinamientos locales del reticulado. Se utilizan retículas pequeñas cerca de los pozos o de otros rasgos, tales como fallas, que pueden tener incidencia en el flujo local. A mayor distancia de esos rangos, el tamaño de los bloques del reticulado aumentan hasta alcanzar dimensiones del un modelo FFM.

Otra manera de identificar el bloque de condensado en un modelo de campo completo es a través de la utilización de pseudo-presiones. La ecuación para flujo de gas desde el yacimiento al pozo se puede expresar en términos de una pseudo-presión. Las tres regiones antes mencionadas pueden tratarse de manera independiente, flujo bifásico en las inmediaciones del pozo, flujo de gas seguido de segregación de condensado y flujo de gas monofásico en las lejanías del pozo. Es posible el cálculo de pseudo-presión a partir de la relación gas-petróleo de producción, las propiedades PVT del fluido y las permeabilidades relativas al gas y al petróleo. La condición de composición constante en la primera región simplifica las relaciones entre las permeabilidades relativas. De esta manera, este método agrega poco tiempo a la corrida de un modelo FFM.

Referencias: Oilfield Review Spring 2006. Schlumberger. 2006

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EOR- SCREENING CRITERIA
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Parte I.- Introducción al criterio de screening y a proyectos de recuperación avanzada/mejorada.
El criterio de selección, o criterio screening, ha sido propuesto para todos los métodos de recuperación avanzada de petróleo, (métodos EOR Enhanced Oil Recovery). La data para proyectos EOR alrededor del mundo ha sido examinada y han sido estudiadas las características óptimas del sistema roca-fluido. El propósito del criterio screening, está basado tanto en resultados de campo como en mecanismos de recobro de petróleo. La producción de petróleo para proyectos EOR continúa supliendo e incrementando el porcentaje de petróleo del mundo. Cerca del 3% de la producción del mundo ahora viene de procesos EOR, y desde entonces este porcentaje ha incrementado, esto debido a que la producción de petróleo convencional continúa cayendo cada vez más. Es por esto que la escogencia del mejor método de recuperación se vuelve incrementadamente más importante para los ingenieros de petróleo.

CLASIFICACION DE MÉTODOS EOR
La tabla 1 muestra más de 20 métodos EOR, los métodos usan cerca de 15 diferentes fluidos de inyección, siempre a costos, de alguna manera, mayores al de inyección de agua. El aspecto económico de los métodos EOR será discutido luego, pero la experiencia muestra que algunos métodos (ej.- misceláneos- polímero), han alcanzado mucho éxito en materia técnica pero relativamente poco éxito económico. Si los precios del petróleo incrementan significantemente, se espera que estos métodos se vuelvan más provechosos.
Tabla 1.- clasificación de métodos antiguos y actuales de recuperación avanzada.


Se presenta el criterio screening para 9 métodos; estos métodos EOR o IOR actuales incluyen: los 3 métodos de inyección de gas (nitrógeno, hidrocarburo, CO2), los 3 de inyección mejorada de agua (micelar, polímero más alcalino, polímeros surfactantes) y los 3 métodos termal- mecánicos (combustión, vapor y minería superficial). Una manera conveniente de mostrar estos métodos es clasificarlos por gravedad del petróleo, como se muestra en la fig 1



Fig. 1. rango de gravedad específica del petróleo en las que son más efectivos los métodos EOR. La producción relativa es mostrada por el tamaño del tipo de mecanismo.


Cuando estudiamos la relación entre algunos de los parámetros del screening, es de gran utilidad considerar los mecanismos de desplazamiento de petróleo para los métodos EOR. La tabla 2 muestra que hay 3 principales mecanismos para el desplazamiento adicional de petróleo usando fluidos de inyección: 1.- Extracción de solventes para incrementar la miscibilidad, 2.- Reducción de tensión interfacial (IFT), y 3.- Cambios de viscosidad para el agua o el petróleo, más la presión adicional sumada a la inyección del fluido. Sin embargo, hay superposición de mecanismos, por ejemplo, IFT es reducida mientras que aumenta la miscibilidad en métodos solventes; es por esto que deben ser estudiadas las condiciones del yacimiento y de la inyección, para optimizar los mecanismos de desplazamiento.
Tabla 2.- Clasificación de métodos actuales de recuperación avanzada.

tomado de paper SPE # 35385

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Geoestadistica y Modelaje Estocástico de Yacimientos
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La distribución espacial de las propiedades hidráulicas y físicas en los diferentes
Materiales de la naturaleza es difícil de predecir de manera deterministica, para tal fin existen herramientas como la geoestadistica, la cual permite interpolar propiedades, considerando el efecto que produce la variabilidad en las medidas que se han tomado de poblaciones de estudio. De manera general, las ciencias de la tierra exhiben correlaciones espaciales en mayor o menor grado, de igual manera como crece y decrece la distancia entre dos puntos donde se toma información.
La geoestadistica es una rama de la matemática aplicada y de la estadística que permite cuantificar y modelar la variabilidad espacial de un atributo dentro de un
Sistema sometido a estudio, incluyendo las heterogeneidades y la dirección en que se hace la selección de la información.
La estadística utiliza variables estacionarias (Regionalized variables), cuyo comportamiento cambia espacialmente de manera continua. Cuando se tiene un
grupo de variables correspondiente a puntos cercanos entre si es posible establecer correlaciones para modelar su comportamiento, por lo que se puede decir que estas describen un fenómeno en función de la distribución geográfica, pero aunque el fenómeno exhiba una variación espacial, a veces no es posible tener toda la información deseada, por lo que se deben hacer aproximaciones a partir de las muestras existentes. La distribución, forma y tamaño de los puntos de muestreo son considerados factores de gran ayuda para establecer la correlación de la variable desconocida, pero modificar cualquier parámetros puede originar una correlación diferente; para ello la geoestadistica proporciona el medio de cuantificar la correlación espacial de las propiedades, además de aprovechar la información referente a la variabilidad para el empleo de la misma tanto en la interpolación como en técnicas de simulación estocásticas.


Modelaje Estocástico de Yacimientos

La simulación estocástica es una técnica de simulación, diseñada para reproducir el histograma de los datos con la mayor aproximación posible, ser consistentes con el modelo espacial y con datos secundarios, y evaluar la incertidumbre de un modelo de yacimientos.
Entre los métodos de simulación disponibles, los más utilizados son: la simulación secuencial, matriz de descomposición, simulación basada en objetos, entre otros y su selección depende de los objetivos y datos disponibles.
El modelaje estocástico de las propiedades de yacimiento se realiza en dos etapas: primero se simula la geometría de las facies y luego se simula la distribución espacial de las variables petrofísicas (porosidad y permeabilidad) para cada una de las facies. Este procedimiento permite caracterizar la continuidad y variabilidad espacial de las propiedades de la roca en el yacimiento, integrar información multidisciplinaria con diferentes resoluciones y cuantificar la incertidumbre en la descripción de los yacimientos.
La simulación estocástica en geoestadistica se enfoca principalmente en producir mapas realísticos de un fenómeno, más que de minimizar el error de predicción, lo cual, en ocasiones, conduce a mapas suavizados que no son verdaderamente representativos del yacimiento real.

Existen cuatro razones principales para utilizar simulación estocástica:

_ Capturar las Heterogeneidades: Un buen modelo de heterogeneidades implica un mejor entendimiento de la conectividad entre las zonas permeables y las no permeables. Dicho entendimiento se traduce en un mejor conocimiento de la eficiencia de barrido y la producción de fluidos. Aunque un modelo de heterogeneidades detallado no es requerido para efectuar cálculos volumétricos, si tienen gran impacto en las características de flujo del modelo.
_ Simular las facies, las propiedades de las rocas o ambos: La arquitectura del yacimiento consiste en capturar elementos como fallas, tope y base de la estructura; identificar las unidades geológicas, teniendo como punto de referencia los principios estratigráficos y definiendo la geometría interna de las capas, modelar espacialmente la distribución de las facies; y finalmente construir el modelo estático para poblarlo con las litofacies, propiedades de las rocas y los fluidos.
_ Consistencia con los datos secundarios: utilizar métodos estocásticos permite incorporar otro tipo de información que los métodos convencionales no pueden manejar.
_ Evaluar la Incertidumbre: El estudio de yacimientos siempre tiene incertidumbre asociada, el uso de este tipo de metodología permite producir modelos diferentes, pero que sean consistentes con los datos de entrada.

Simulación basada en objetos

Este tipo de simulación crea modelos de yacimientos basada en objetos, es decir, grupos de cuerpos, que tienen significado genético, y es muy usada para reproducir heterogeneidades a gran escala en yacimientos de petróleo, frecuentemente estos cuerpos no están distribuidos de manera uniforme en el dominio de estudio.
El objetivo de esta técnica es reproducir la geometría de cuerpos de manera que estos coincidan con las interpretaciones geológicas; cada cuerpo se considera como un objeto con una geometría dada y la mayoría se disponen en orden aleatorio para llenar las unidades geológicas.
Para su empleo es necesario seleccionar una forma básica para cada facies depositacional que describa su geometría, especificar las proporciones de las formas en el modelo final y seleccionar una distribución para los parámetros que describen las formas. Algunos algoritmos tienen reglas que describen como los geocuerpos están depuestos de manera relativa unos con otros. Se debe llena el fondo del modelo con alguna de las litofacies (como la lutita), se selecciona aleatoriamente un punto de partida en el modelo y una forma de litofacies para luego dibujarla con un tamaño, anisotropía y orientación adecuada.
La simulación basada en objetos es una técnica de actual interés en la industria petrolera, debido a que la propuesta para modelar es particularmente satisfactoria para los geólogos, motivado a que los objetos creados están basados en las estadísticas de las relaciones de formas y facies que han sido medidas.[40]

Simulación Secuencial Gaussiana

La Simulación Secuencial Gaussiana (Sequential Gaussian Simulation SGS) es
Un algoritmo estadístico ampliamente utilizado en geoestadistica para reproducir la distribución espacial y la incertidumbre de las variables de diferentes fuentes, cuando los datos presentan una distribución normal.
Para realizar este tipo de simulación es necesario, determinar si la Función de Distribución de Probabilidad multivariada de la función aleatoria a simular es Gaussiana, y en caso de que no sea, transformarla para que resulte una distribución normal, esto es porque la mayoría de los fenómenos de las ciencias de la tierra no presentan histogramas simétricos, mucho menos gaussianos. Luego se realiza el proceso de simulación, donde, se estiman los parámetros de la función de densidad de probabilidad para cada localización del grupo de datos y luego, aleatoriamente, se genera un valor a partir de su distribución.
El resultado de una simulación es una versión ruidosa de un proceso de estimación, el cual reproduce la estadística de los datos conocidos, dando un aspecto realístico del modelo, pero proporcionando un bajo comportamiento de predicción, sin embargo, si se diseñan múltiples secuencias de simulación, es posible dibujar mapas probabilísticos mas confiables.

Tomado de:
J. Caers. Petroleum Geostatistics. Society of Petroleum Engineers, 2005
Valles, M. EVALUACIÓN DE LA INCERTIDUMBRE EN UN MODELO ESTOCÁSTICO DE YACIMIENTO FLUVIAL MEDIANTE TÉCNICAS DE DISEÑO EXPERIMENTAL. Trabajo especial de Grado, Universidad Central de Venezuela, Noviembre 2007.

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