TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

Presentación del tema: "TRABAJO ESPECIAL DE GRADO"— Transcripción de la presentación:

1 TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
Evaluación de permeabilidades relativas trifásicas (teóricas/experimentales) en la simulación numérica del proceso AGA con nitrógeno inmiscible en el yacimiento C2/VLE-305, Lago de Maracaibo. Presentado por: Gilmar Párraga Julio, 2003

2 CONTENIDO Objetivos Localización del LIC Lagocinco Conceptos Básicos
Metodología del trabajo Discusión de Resultados Conclusiones Recomendaciones Julio, 2003

3 OBJETIVO GENERAL Evaluar el impacto de los Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas y datos de permeabilidades relativas trifásicas experimentales sobre las predicciones de los fluidos de producción (petróleo, agua y gas) durante un proceso de inyección agua - gas alternada (AGA) con nitrógeno inmiscible a partir de un estudio de simulación numérica en el Laboratorio Integrado de Campo (LIC) Lagocinco del yacimiento C2/VLE-305 (Bloque V, Lamar). Julio, 2003

4 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar las predicciones de los fluidos de producción durante un proceso AGA con nitrógeno inmiscible, a través del simulador numérico ECLIPSE 100, utilizando los Modelos de estimación de permeabilidades trifásicas: Stone I y Stone II. Comparar los resultados obtenidos en la predicción de fluidos de producción utilizando datos de permeabilidades relativas trifásicas experimentales vs modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas, durante un proceso de inyección AGA con nitrógeno inmiscible. Determinar la influencia de los efectos de histéresis y gas atrapado en el proceso de inyección AGA con nitrógeno inmiscible. Julio, 2003

5 LOCALIZACIÓN DEL LIC LAGOCINCO
Pozos Productores Leyenda: Pozo Observador Pozo Inyector LIC LAGOCINCO Permeabilidad: 250mD (promedio). Bajo inyección de agua desde 1990. Altamente depletado. Factor de recobro: 25-40%. Crudo de 32°API (promedio). Profundidad: 12500´. Temperatura: 236°F. Presión inicial: 5400lpca. Presión actual: 1500lpca (área piloto). Características del yacimiento. I X IX VI V XIII III IV XIV II XII VIII XI VII N LAGO DE MARACAIBO BLOQUE V LAMAR YAC. C2/VLE-305 El yacimiento C2/VLE-305 se localiza en el centro del Lago de Maracaibo, Bloque V, Lamar. La arena C2 se encuentra conformada por 4 yacimientos: C20, C21, C22 y C23, de los cuales los 3 primeros han sido sometidos a procesos de inyección de agua desde 1963, mientras que el yacimiento C23 ha venido produciendo bajo agotamiento natural e inyección de agua desde Estudios preliminares determinaron que el mejor método de recuperación para este yacimiento era la inyección continua de gas hidrocarburo, sin embargo, debido poca disponibilidad del mismo en el área, se buscaron métodos alternos y se estableció que la inyección AGA representa la mejor opción para esta zona. En este yacimiento se ubica a su vez el Laboratorio Integrado de Campo (LIC) Lagocinco, el cual fue completado en el yacimiento C23, el cual a su vez se subdivide en 3 unidades C23-U, C23-M y C23-L. Entre las principales características que presenta este yacimiento encontramos que se posee una extensión areal de 700m cuadrados, una permeabilidad de tanto (leer la lámina). Julio, 2003

6 CONCEPTOS BÁSICOS 1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios 3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas: Stone I y Stone II. Julio, 2003

7 CONCEPTOS BÁSICOS 1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios 3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas: Stone I y Stone II. Julio, 2003

8 Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
Métodos convencionales: inyección continua de agua y gas. Se formula la inyección AGA para: Disminuir las relaciones de movilidad G/P y A/P. Mejorar del perfil de inyección. Reducir la saturación de petróleo residual mediante los efectos de gas atrapado e histéresis. TAPON AGUA RECOBRO Frente Estable PETRÓLEO P E T R O L Frente Inestable Recobro INYECCIÓN CONTINUA INYECCIÓN AGA La inyección continua de agua y gas conforman los métodos convencionales de recuperación los cuales permiten recuperar parte del petróleo que se quedó atrapado en el yacimiento luego del agotamiento natural del mismo. Sin embargo, se ha observado que estos métodos convencionales efectúan un barrido ineficiente, debido a lo inestable del frente de inyección y a la diferencia en las viscosidades de los fluidos desplazantes y deslazados, originando una irrupción temprana de las fases inyectadas en los pozos productores, disminuyendo de esta forma la eficiencia de barrido y por lo tanto la recuperación de petróleo. Por estas razones se formuló el proceso de inyección AGA, el cual consiste en la inyección alternada de tapones de agua y gas con el objeto de: (leer lo que dice la lámina). Como observamos en la figura, la inyección AGA produce un frente de inyección estable en comparación con la inyección continua permitiendo recuperar una mayor fracción de crudo presente en el yacimiento. Julio, 2003

9 CONCEPTOS BÁSICOS 1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios 3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas: Stone I y Stone II. Julio, 2003

10 Diagramas Ternarios. Diagramas Ternarios Triangulares.
Sistemas trifásicos. Kr 3F Curvas Isopermas Son diagramas triangulares que permiten apreciar el comportamiento de sistemas trifásicos. Como podemos observar en cada vértice del triangulo se coloca el 100% de cada fase y la dirección de aumento de la So se presenta en este sentido, la del agua en este y la del gas en este. Estos diagramas a su vez nos permiten apreciar el comportamiento de sistemas bifásicos con una saturación constante de una tercera fase. Por ejemplo si tenemos un sistema gas-petróleo con una saturación de agua igual a la saturación de agua connata los puntos experimentales se localizaran en esta recta. Por otro lado, si tuviésemos un sistema agua-petróleo con una saturación de gas igual a la saturación critica del gas, los puntos experimentales deberían ubicarse en esta dirección. En nuestro caso, los diagramas ternarios se utilizarán para observar el comportamiento de la permeabilidad relativa trifásica del petróleo, la cual se apreciará a través de curvas de igual permeabilidad conocidas como isopermas. Por ejemplo, para este diagrama hipotético, la curva de color magenta representa la curva de permeabilidad relativa igual a 0.1. Estos diagramas serán generados a través del programa KRDraw, el cual nos permite obtener mediante curvas isopermas la respuesta de los modelos de estimación que serán analizados en este estudio. Julio, 2003

11 Diagramas Ternarios. sin petróleo 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1
sin agua sin gas 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1 sin gas Cada lado del triangulo representa un sistema bifásico por ejemplo el lado inferior vendría a conformar un sistema agua-petróleo sin gas, de igual forma e lado superior correos pendería al sistema agua-gas sin petróleo y así sucesivamente. Si colocáramos en el eje vertical o eje z la permeabilidad relativa del gas podríamos ejemplificar lo que sucede con esta variable durante un proceso de inyección AGA. 100% Petróleo, So = 1 Julio, 2003

12 Diagrama Ternario Diagramas Ternarios. G W P 100% Gas Sg = 1 100% Agua
100% Petróleo So = 1 100% Agua Sw = 1 100% Gas Sg = 1 W P Es usual observar los diagramas ternarios en 2 dimensiones, sin embargo también pueden analizarse de forma tridimensional, observando que de igual forma, los vértices del triángulo continúan siendo el 100% de cada fase del sistema. Julio, 2003

13 Proceso de inyección AGA
Diagramas Ternarios. Proceso de inyección AGA krg CICLO 1 G+P(A) Inyección de gas (drenaje) Inyección de agua (imbibición) P+G+A 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1 En un yacimiento con preferente mojabilidad al agua, partiendo de una saturación de agua inicial se comienza la primera parte del ciclo de inyección AGA mediante un proceso de drenaje por inyección del primer tapón de gas al yacimiento. En esta sección únicamente se encuentran móviles el gas y el petróleo ya que el agua permanece como una fase constante. Seguidamente de inicia un proceso de imbibición mediante la inyección del primer tapón de agua del yacimiento, durante el cual las tres fases se encuentran móviles en la red porosa. Swi 100% Petróleo, So = 1 Julio, 2003

14 Proceso de inyección AGA
Diagramas Ternarios. Proceso de inyección AGA krg CICLO 2 P+G+A G+P(A) 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1 En inicio del segundo ciclo de AGA comienza a partir de las condiciones finales del primer ciclo. Nuevamente sew procede a realizar un proceso de drenaje mediante la inyección del segundo tapón de gas al yacimiento seguido del proceso de imbibición por la inyección del segundo tapón de agua al yacimiento. Como podemos apreciar, existe una marcada diferencia en las permeabilidades trazadas para cada ciclo, a esta diferencia se le conoce como efecto de histéresis en las curvas de permeabilidades relativas, la cual se origina como consecuencia del cambio en la historia de saturación que ocurre en una yacimiento. Este efecto ligado con el efecto de gas atrapado conforman los mecanismos claves del proceso de inyección ya que ocurrir la interferencia entre las fases inyectadas al yacimiento, disminuyen sus movilidades en el yacimiento permitiendo de esta forma realizar un mejor barrido como se explicó anteriormente. Swi 100% Petróleo, So = 1 Julio, 2003

15 CONCEPTOS BÁSICOS 1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios 3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas: Stone I y Stone II. Julio, 2003

16 Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas: Stone I y Stone II
Las simulaciones numéricas generalmente involucran sistemas en los cuales existen flujos trifásicos. Estiman a partir de datos de Kr bifásicas la permeabilidad relativa del petróleo trifásica: Stone I y Stone II. Teoría de flujo de canales. r Distribución petróleo a Krg (2F) = Krg(3F) Krw (2F) = Krw(3F) Ahora procederemos a hablar sobre los métodos de estimación de permeabilidades trifásicas. Los procesos de recuperación de crudo y su simulación numérica usualmente involucran sistemas en los cuales existen flujos triásicos trifásicos, por lo tanto es imprescindible realizar una correcta descripción del movimiento de las fases en el yacimiento a través de la permeabilidad relativa trifásica. Sin embargo la obtención experimental de estos datos involucran elevados costos económicos y de tiempo, por lo tanto se han desarrollado modelos que permitan estimarla a partir de datos de permeabilidades bifásicas (agua-petróleo y gas-petróleo). Entre estos modelos los más utilizados son los modelos de Stone I y Stone II. Estos modelos basan sus suposiciones mediante la la teoría de flujo de canales (distribución de las fases en el yacimiento) y modelos probabilísticos. Stone establece que en una roca hidrófila, el agua al ser la fase mojante se localizará en los poros de menor tamaño debiudo a las fuerzas de atracción que la roca ejercerá. Por otra parte, el gas al ser la fase que menos moja la roca se ubicará en los poros de mayor tamaño, mientras que el petróleo se localizará en los poros de tamaño intermedio. Por esta razón Stone asume que esta distribución permenecerá igual para los sistemas bifásicos y trifásicos, por ende la permeabilidad relativa del gas y del agua serán iguales para mabos sistemas, mientras que la permeabilidad relativa del petróleo variara de una forma más compleja ya que depende tanto de la saturación de agua como de la saturación de gas. g Kro (3F) = f(Sw, Sg) Julio, 2003

17 Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas: Stone I y Stone II
Modelo de Stone I. So mínima 3F Modelo de Stone II. Para su primer modelo, Stone desarrollo la siguiente ecuación que permite estimar a partir de datos bifásicos la permeabilidad trifásica del petróleo y normalizando las saturaciones de las fases presentes en el yacimiento. En la ecuación de estimación, estos factores los denominó beta w y beta g los cuales permiten representar el bloqueo que el agua y el gas efectúan durante el movimiento del petróleo a través de la red porosa. Una de las suposiciones de Stone que ha sido ampliamente discutida, es la especificación del parámetro Som o saturación mínima del petróleo en el sistema trifásico, ya que en el modelo se asume como al menor de los valores de saturaciones residuales bifásicas (Sorg, Swc), sin embargo ciertas investigaciones han determinado que Som no es un valor constante. Como consecuencia de la polémica que generó este parámetro, Stone desarrollo un segundo modelo en el cual no es necesario especificar a Som durante el desarrollo de las ecuaciones, basándose en que la sumatoria de las permeabilidades relativas en un sistema bifásico o trifásico deben ser menor que uno, como consecuencia de la interferencia que las fases ejercen entre sí durante su movimiento. Con la restricción de que cuando la Kro reproducida por esta ecuación obtenga valores negativos, se supone que el crudo se encuentra completamente inmovilizado por ende su permeabilidad relativa será nula. Diversas investigaciones han determinado que esta formulación produce una inmovilización temprana de petróleo durante la estimación. Por otra parte es importante destacar que estos modelo no pueden reproducir fielmente el efecto de histéresis en las curvas de permeabilidades relativas que ocurren durante cambios cíclicos en las saturaciones como sucede en el proceso de inyección AGA, simplemente lo toma en cuenta en la forma en como se utilizan los datos de permeabilidades bifásicas durante la estimación de la permeabilidad relativa trifásica. Kro negativas = nulas Los modelos de Stone no pueden reproducir fielmente el efecto de histéresis en las curvas de Kr. Julio, 2003

18 METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

19 METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

20 Predicción desde Dic. 2001 hasta Feb. 2005
Modelo de Simulación. Malla: 16x20x24 = 7680 celdas Unidades: C23-U, C23-M y C23-L El cotejo histórico se realizó mediante tasas de producción de campo de (Qo, Qw y Qg). Predicción desde Dic hasta Feb. 2005 El modelo de simulación utilizado en este estudio posee una dimensión de 16*20*24 con un total de 7680 celda. Este modelo se simula al área piloto del LIC Lagocinco en el cual se realizó un cotejo histórico mediante datos de producción e inyección obtenidos de la vida del yacimiento. En la malla se especifican cinco pozos productores, un pozo inyector en el cual se efectúa las inyecciones continuas y el proceso AGA durante el período de predicción, un pozo observador y dos pozos inyectores los cuales se utilizan para simular la inyección de agua que se realizó en los bordes del yacimiento durante su vida productiva. Las predicciones se reaslizaron por un período de cinco años iniciándose desde diciembre del 2001 hasta febrero de 2005. La forma de controlar los pozos durante la simulación fue de la siguiente forma: (leer lámina). Formas de control: - Pozos Productores: Qliq. THP - Pozos Inyectores: Qiny yac. BHP 1000BN/D (VLE-0773), 500BN/D 100 lpca. 3000BY/D y 500BY/D 6000 lpca. Julio, 2003

21 METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

22 1er Ciclo de inyección AGA
Esquema del proceso de inyección AGA. Pozo Inyector Pozo Productor Petróleo 1er Ciclo de inyección AGA Agua N2 3er Tapón 4o Tapón N2 Agua 2o Tapón N2 Agua 1er Tapón Unidad C-23U El siguiente esquema nos permitirá demostrar la forma en que se especifica la inyección AGA en la simulación numérica. El proceso AGA inicialmente fue planteado para realizarse en la unidades C23-u y C23-l, mediante el pozo inyector posee el cual posee una completación dual, la que permite inyectar el primer tapón de agua y gas en cada unidad como se aprecia en la figura y alternar las fases en cada unidad al momento de realizar la inyección del segundo tapón, con lo cual se completa el primer ciclo de inyección AGA en el yacimiento. Este proceso se realiza consecutivamente hasta inyectar el volumen de gas ya agua estipulados. Este proceso nos permitirá movilizar y producir una fracción extra de petróleo del yacimiento. Si embargo debido a problemas de inyección en el campo, únicamente se logró evaluar el proceso AGA en la unidad superior C23-U, por lo tanto en la simulación numérica se especifica la inyección AGA en esta unida con el objeto de representar la realidad del área en estudio. Unidad C-23L Julio, 2003

23 METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

24 Método de ajuste de Corey
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. Método de ajuste de Corey Para introducir los datos de permeabilidades relativas bifásicas al simulador numérico es necesario realizar un ajuste de los mismos. Para realizar este ajuste se empleó el método de Corey, el cual establece que mediante gráficos logarítmicos se puede asegurar un crecimiento monótono y exponencial de los datos experimentales. Utilizando datos de permeabilidades relativas experimentales, se grafican en escala log-los, por ejemplo los datos de la permeabilidad del agua versus su saturación, como podemos observar los puntos tienden a agruparse en una línea recta y a su vez Corey establece que aquellos puntos que se alejen de ésta pueden ser descartados durante el ajuste. Julio, 2003

25 Sistema agua-petróleo
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. Sistema agua-petróleo A continuación se presentan las ecuaciones utilizadas para realizar el ajuste del sistema agua-petróleo: Para la curva del agua tenemos: Para la curva de la permeabilidad del petróleo al agua tenemos: Sistema gas-petróleo Julio, 2003

26 METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

27 Modelos de estimación Stone I y Stone II sin efecto de histéresis.
Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación incluyendo el efecto de histéresis Modelos de estimación Stone I y Stone II sin efecto de histéresis. Se necesitan datos bifásicos de Kr para los sistemas bifásicos. Sw Sg Sistema agua-petróleo: Imbibición Sistema gas-petróleo: Drenaje So A continuación se evaluará la aplicabilidad de los modelos de estimación incluyendo el efecto de histéresis. Como anteriormente se mencionó los modelos de Stone no permiten reproducir los efectos de histéresis en cambios de saturaciones cíclicos. Ellos sólo incluyen este efecto en la forma en que se utilizan los datos bifásicos durante el desarrollo del modelo. Por ejemplo en nuestro caso se utilizarán datos de imbibición para el sistema agua-petróleo y de drenaje de sistema gas-petróleo, ya que se desea representar un aumento de las fases de inyección, es decir de la saturación del agua y del gas, y una disminución de la saturación del petróleo en el yacimiento. Por lo tanto sí se pueden aplicar ambos modelo sin incluir el efecto de histéresis. Para tomar en cuenta la histéresis los modelos de Stone deben utilizarse en conjunto con los modelos de Killough, Carlson y Land. Sin embargo, para poder aplicar esto modelos, es necesario poseer datos de imbibición y drenaje para cada sistema y como logramos observar anteriormente, sólo tenemos la mitad de estos.. En principio se buscó emplear el método de Carlson, pero éste sólo puede emplearse para generara datos de imbibición a partir de datos de drenaje. Por lo tanto únicamente era aplicable al sistema gas-petróleo. Posteriormente se trató de obtener los datos utilizando datos disponibles con propiedades petrofísicas similares, en cuanto a permeabilidad absoluta y porosidad se refiere, sin embargo para el momento del estudio no de poseían suficiente datos. Por esta razón no se logró incluir durante la simulación numérica el efecto de histéresis en la curvas de permeabilidades relativas.

28 Modelos de Stone normalizados por Aziz & Settari
Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación incluyendo el efecto de histéresis Modelos de estimación Stone I y Stone II incluyendo el efecto de histéresis: Carlson, Land y Killough. Se necesitan datos de Kr: Sistema agua-petróleo: Imbibición y Drenaje Sistema gas-petróleo: Imbibición y Drenaje Sistema agua-petróleo: Imbibición Sistema gas-petróleo: Drenaje Generación de datos empleando el modelo de Carlson Sólo aplica para generar datos de imbibición a partir de datos de drenaje Generación de datos a través de datos existentes (mojabilidad K=245mD y Ø=25%) Datos insuficientes Modelos de Stone normalizados por Aziz & Settari Julio, 2003

29 METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

30 Datos experimentales trifásicos
Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. Inyección continua de agua Inyección AGA Inyección continua de gas Qiny. = 3000 BY/D Qiny. = 5000 BY/D Datos experimentales trifásicos Stone I Stone II Qiny. = 3000 BY/D Leer la lámina. Evaluar las bondades del Proceso AGA en comparación con los métodos convencionales. Julio, 2003

31 METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. Para generar y analizar los diagramas ternarios, se utilizó e programa KrDraw. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

32 DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. 2.- Diagramas Ternarios. 3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Julio, 2003

33 DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. 2.- Diagramas Ternarios. 3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Julio, 2003

34 Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey.
Sistema agua-petróleo: Now = Nw = Krwpf =0.2345 Julio, 2003

35 Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey.
Sistema gas-petróleo: Desviación = -3.5 -3 -2.5 -2 -1.5 -1 -0.5 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 Log (Sgn) Log (Krg) Log Krg vs Log Sgn Dato descartado Tendencia Lineal Ng = Krgpf =0.3086 Nog = Julio, 2003

36 Curvas bifásicas ajustadas según Corey
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. Curvas bifásicas ajustadas según Corey Sistema agua-petróleo Sistema gas-petróleo Julio, 2003

37 DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. 2.- Diagramas Ternarios. 3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Julio, 2003

38 Diagramas Ternarios. Stone II normalizado por Aziz & Settari
Stone I normalizado por Aziz & Settari Stone II normalizado por Aziz & Settari Som = 25% Som = 30-35% En esta sección presentaremos la respuesta de los modelos de Stone plasmadas en diagramas ternarios. Observamos que ambos modelos presenta aproximadamente el mismo comportamiento en la zona de alta saturación de petróleo, sin embargo la mayor diferencia se observa en esta zona, la cual representa la zona de baja saturación de petróleo, específicamente a partir de esta isoperma, 0.1. Esta diferencia se alega a la forma en que cada modelo especifica la saturación mínima del petróleo en el sistema bifásico, ya que como mencionamos con antelación, el modelo de Stone 2 estable que cuando la Kro sea negativa, simplemente se asume que el petróleo se encuentra atrapado e inmóvil, lo cual origina una inmovilización temprana del mismo como se aprecia en esto gráficos, encontrando que Stone 1 predice una mayor movilidad del petróleo a bajas saturaciones del mismos en comparación con el modelo de Stone 2. Por esta razón en la simulación numérica se espera un mayor recobro al utilizar el modelo de Stone 1. Julio, 2003

39 Datos trifásicos experimentales
100% Petróleo Gas Agua Swi

40 Producción de petróleo :
Diagramas Ternarios: comparación de datos trifásicos experimentales vs modelos de estimación. Datos experimentales Isopermas estimadas por Stone I 1 0.7122 0.5065 0.4371 0.3467 0.2384 0.1056 0.0483 0.0212 0.0078 0.0048 0.0019 1 0.7122 0.5065 0.4371 0.3467 0.2384 0.1056 0.0483 0.0212 0.0078 0.0048 0.0019 Datos experimentales Isopermas estimadas por Stone II En estas láminas podemos apreciar la comparación de la respuesta de los modelos con los datos experimentales de la permeabilidad relativa trifásica del petróleo. Como podemos apreciar en las figuras ambos modelos reproducen bastante bien los datos experimentales de permeabilidad trifásica en la zona de alta So. A su vez observamos que ambos modelos subestiman la permeabilidad del petróleo en la zona de baja So, es particular el modelo de Stone II, el cual predice una isperma de cuando experimentalmente se aproxima un valor de , mientras que en el caso de Stone I, al estimar una isoperma de 0.001, experimentalmente se obtiene un valor de Al realizar esta comparación encontramos el motivo por el cual el modelo de Stone 2 presenta esta gran diferencia a los datos experimentales en comparación con Stone 1. Como señalamos anteriormente Stone 1 establece como valor de Som al menor valor de las saturaciones residuales bifásicas, en este caso le asigna un valor de 25%, y al observar el diagrama correspondiente al Modelo de Stone 2 encontramos que este estima como saturación mínima del petróleo un valor entre 30 y 35%, ,lo cual corrobora lo reportado en la literatura. En cuanto a la marcada diferencia que presenta la respuesta de los modelos empíricos respecto a los datos experimentales en la región de baja saturación de petróleo, se puede atribuir al hecho de que la estimación de la Kro a partir de datos bifásicos no permite tomar en cuenta efectos que únicamente ocurren en sistemas trifásicos, como es el caso del gas atrapado. Estos efectos permiten aumentar la permeabilidad trifásica del petróleo al disminuir su saturación residual y aumentar su movilidad. Es por ello que los datos experimentales presentan una mayor movilización del petróleo en la zona baja de la saturación de ésta fase, en comparación con los Modelos de Stone I y Stone II, ya que los mismos fallan en la estimación al no tomar en cuenta estos importantes efectos. 0.005 0.001 0.05 0.001 Producción de petróleo : Datos experimentales > Stone I > Stone II Julio, 2003

41 DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. 2.- Diagramas Ternarios. 3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Julio, 2003

42 Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Factor de recobro Qginy= 3000 BY/D Qwiny= 5000 BY/D Qwiny= 3000 BY/D Stone I Stone II Experimentales Julio, 2003

43 Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Corte de agua Qwiny= 5000 BY/D Qwiny= 3000 BY/D Stone I Stone II Experimentales Qginy= 3000 BY/D Julio, 2003

44 Relación gas-petróleo
Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Relación gas-petróleo Qginy= 3000 BY/D Stone I Stone II Experimentales Qwiny= 5000 BY/D Julio, 2003

45 Resultados de producción total de fluidos
Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Resultados de producción total de fluidos Sensibilidades Petróleo (MBN) Agua (MBN) Gas (MMPCN) AGA-Experimental AGA-Stone I AGA-Stone II Iny. continua de agua (3000BY/D) Iny. continua de agua (5000BY/D) Iny. continua de gas (3000BY/D) 5382 5331 5318 4918 4438 5411 1276 16414 1338 18587 1354 20028 1756 11291 2235 7066 999 27029 BN 10615 MMPCN 51.000BN 63.000BN BN Julio, 2003

46 CONCLUSIONES Los modelos de Stone I y II, subestiman la permeabilidad relativa trifásica del petróleo a bajas So. En las zonas de baja So (diagramas ternarios), el modelo de Stone II, reporta permeabilidades menores a las estimadas por Stone I. En la zona de alta So (diagramas ternarios), los modelos de Stone presentan aproximadamente el mismo comportamiento. El modelo que mejor representa nuestros datos experimentales de permeabilidad relativa del petróleo trifásica es el modelo de Stone I. El Método de Corey permite ajustar datos de permeabilidades relativas experimentales bifásicas. Julio, 2003

47 CONCLUSIONES Los resultados de la simulación numérica del proceso de inyección AGA empleando los datos de Kr trifásicas experimentales, concluye que: Los modelos de Stone subestiman la producción de petróleo y sobrestiman la producción de agua y gas. Comparado a un proceso de inyección continua de agua, permite aumentar la producción de petróleo y disminuir la producción de agua. Respecto a un proceso de inyección continua de gas, presenta aproximadamente la misma producción de crudo.

48 RECOMENDACIONES En caso de no poseer datos de permeabilidades relativas trifásicas experimentales al momento de realizar una simulación numérica que presente flujos trifásicos a bajas So, se recomienda utilizar el modelo de Stone I. Realizar pruebas de Kr de imbibición y drenaje para los sistemas bifásicos con el fin poder evaluar la respuesta de los modelos de Carlson, Killough y Land. Al emplear el Método de Corey se debe utilizar la mejor tendencia lineal en la selección de los datos experimentales confiables. Actualizar el cotejo histórico del modelo de simulación numérica con los datos de producción de los últimos ciclos de la inyección AGA realizados en campo. Julio, 2003

49 Gracias ... Preguntas????? Julio, 2003