Simulación Numérica Dinámica en Líneas de Flujo Optimización del Proceso de Recuperación Secundaria
Resumen
Se utilizó para simular este campo petrolífero, bajo Recuperación Secundaria por Inyección de Agua, un Modelo Estático de Entrada al Simulador de Líneas de Flujo simple, proveniente de un Trabajo clásico de Correlación Geológica, y homogéneo, con valores promedio de las Características Petrofísicas: Porosidad, Permeabilidad absoluta, Saturación inicial de agua, etc. (Figs. 1 y 2).
El campo se encontraba en Inyección Selectiva y Producción Conjunta de cuatro Capas principales. Se completó el Modelo de Entrada al Simulador con caracterizaciones de fluidos y permeabilidades relativas típicas de la región y los datos de producción e inyección de fluidos por pozo, no se disponían datos de evolución de las presiones estáticas de yacimiento.
En estas condiciones se llevó a cabo el Ajuste Histórico Global (a nivel yacimiento) en el Modo Incompresible (Fig. 3), aplicable por las características del crudo y por no requerir la evolución de presiones estáticas, que no se disponían. Ese Ajuste se logró en tiempos breves sustancialmente menores que en cualquier simulación por Diferencias Finitas.
Con este Modelo pudieron analizarse y optimizarse los Caudales y la Geometría del Flujo del Proyecto de Recuperación Secundaria en marcha, demostrando que los parámetros de diseño del mismo son sumamente importantes y que aún en condiciones de Modelos Estáticos simples éstos pueden optimizarse.
Desarrollo
Si bien se trabajó en las cuatro Capas del Campo bajo Recuperación Secundaria, por brevedad se presenta su Optimización en la Capa 97
Se partió de un Caso Base donde en la Capa 97 sólo inyectaban 2 pozos, que en el Período de Optimización del proyecto (2435 días) significaba una inyección de sólo 0,15 VP de la Capa 97.
Los Escenarios (Esc.) de Optimización, ver Fig. 4, consideraron:
La extensión del proyecto, con 10 inyectores totales en los Escs. 1.1 a 1.3 y 11 inyectores totales en los Escs. 1.4 a 1.6
Incremento de los Caudales de Inyección a 100 m3/d-pozo en los Escs. 1.1 y 1.2
Incremento de los Caudales de Inyección a 130 m3/d-pozo en el Esc. 1.3
Pequeños ajustes de Caudales de Inyección y Producción para aumentar las Eficiencias de Barrido por zonas en el Esc. 1.4
Incorporación de dos nuevos pozos productores en los extremos no barridos del reservorio en el Esc. 1.5
Incremento del Caudal de Inyección del pozo 72, a 200 m3/d, Esc. 1.6
En las Figs. 5 a 7 se mapean, a la finalización del Período de Optimización (2435 días) las siguientes variables: TOF (Tiempo de desplazamiento, por la línea de flujo, de cada
inyector a sus productores), WAF (comunicación inyector-productor a tiempo infinito) y So (los verdes representan la saturación inicial del proceso, 40% y los rojos la residual 37%).
En la Fig. 5 se observa la gran disminución de la So (a los 2435 días) del Esc. 1.1 respecto del Caso Base, correspondiendo a un incremento del Np de 82%, ver Tabla 1.
En la Fig. 7, para el Esc. 1.6, se ve una So aún menor que corresponde ahora a un incremento del Np de 112% respecto del Caso Base. En la Fig. 7 las Líneas de Flujo, con los TOF, del Esc. 1.6 indican un barrido mejor de distintas zonas de la Capa 97, respecto del Esc. 1.1, acorde con el aumento de las Recuperadas.
Conclusión
Se observa cómo la Simulación en Líneas de Flujo permitió Optimizar los parámetros de diseño de la Recuperación Secundaria de este Yacimiento, incrementando de manera significativa las Recuperaciones de Petróleo.
Se utilizó para simular este campo petrolífero, bajo Recuperación Secundaria por Inyección de Agua, un Modelo Estático de Entrada al Simulador de Líneas de Flujo simple, proveniente de un Trabajo clásico de Correlación Geológica, y homogéneo, con valores promedio de las Características Petrofísicas: Porosidad, Permeabilidad absoluta, Saturación inicial de agua, etc. (Figs. 1 y 2).
El campo se encontraba en Inyección Selectiva y Producción Conjunta de cuatro Capas principales. Se completó el Modelo de Entrada al Simulador con caracterizaciones de fluidos y permeabilidades relativas típicas de la región y los datos de producción e inyección de fluidos por pozo, no se disponían datos de evolución de las presiones estáticas de yacimiento.
En estas condiciones se llevó a cabo el Ajuste Histórico Global (a nivel yacimiento) en el Modo Incompresible (Fig. 3), aplicable por las características del crudo y por no requerir la evolución de presiones estáticas, que no se disponían. Ese Ajuste se logró en tiempos breves sustancialmente menores que en cualquier simulación por Diferencias Finitas.
Con este Modelo pudieron analizarse y optimizarse los Caudales y la Geometría del Flujo del Proyecto de Recuperación Secundaria en marcha, demostrando que los parámetros de diseño del mismo son sumamente importantes y que aún en condiciones de Modelos Estáticos simples éstos pueden optimizarse.
Desarrollo
Si bien se trabajó en las cuatro Capas del Campo bajo Recuperación Secundaria, por brevedad se presenta su Optimización en la Capa 97
Se partió de un Caso Base donde en la Capa 97 sólo inyectaban 2 pozos, que en el Período de Optimización del proyecto (2435 días) significaba una inyección de sólo 0,15 VP de la Capa 97.
Los Escenarios (Esc.) de Optimización, ver Fig. 4, consideraron:
La extensión del proyecto, con 10 inyectores totales en los Escs. 1.1 a 1.3 y 11 inyectores totales en los Escs. 1.4 a 1.6
Incremento de los Caudales de Inyección a 100 m3/d-pozo en los Escs. 1.1 y 1.2
Incremento de los Caudales de Inyección a 130 m3/d-pozo en el Esc. 1.3
Pequeños ajustes de Caudales de Inyección y Producción para aumentar las Eficiencias de Barrido por zonas en el Esc. 1.4
Incorporación de dos nuevos pozos productores en los extremos no barridos del reservorio en el Esc. 1.5
Incremento del Caudal de Inyección del pozo 72, a 200 m3/d, Esc. 1.6
En las Figs. 5 a 7 se mapean, a la finalización del Período de Optimización (2435 días) las siguientes variables: TOF (Tiempo de desplazamiento, por la línea de flujo, de cada
inyector a sus productores), WAF (comunicación inyector-productor a tiempo infinito) y So (los verdes representan la saturación inicial del proceso, 40% y los rojos la residual 37%).
En la Fig. 5 se observa la gran disminución de la So (a los 2435 días) del Esc. 1.1 respecto del Caso Base, correspondiendo a un incremento del Np de 82%, ver Tabla 1.
En la Fig. 7, para el Esc. 1.6, se ve una So aún menor que corresponde ahora a un incremento del Np de 112% respecto del Caso Base. En la Fig. 7 las Líneas de Flujo, con los TOF, del Esc. 1.6 indican un barrido mejor de distintas zonas de la Capa 97, respecto del Esc. 1.1, acorde con el aumento de las Recuperadas.
Conclusión
Se observa cómo la Simulación en Líneas de Flujo permitió Optimizar los parámetros de diseño de la Recuperación Secundaria de este Yacimiento, incrementando de manera significativa las Recuperaciones de Petróleo.
