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TRABAJO ESPECIAL DE GRADO

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. Objetivos.

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  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. Objetivos Localización del LIC Lagocinco Conceptos Básicos Metodología del trabajo Discusión de Resultados Conclusiones Recomendaciones CONTENIDO 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. LIC LAGOCINCO Leyenda: Pozos Productores LAGO DE MARACAIBO Pozo Observador Pozo Inyector N N BLOQUE V Características del yacimiento. LAMAR • 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). I II XIV XII VIII IX X III IV VI XI V VII V XIII YAC. C2/VLE-305 LOCALIZACIÓN DEL LIC LAGOCINCO 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. 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 TAPON TAPON AGUA RECOBRO INYECCIÓN CONTINUA INYECCIÓN AGA PETRÓLEO PETRÓLEO TAPON TAPON P E TAPON T AGUA TAPON R O TAPON L E O AGUA RECOBRO Recobro Frente Estable AGUA Frente Inestable Inyección Alternada Agua-Gas (AGA). • Métodos convencionales: inyección continua de agua y gas. 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 Julio, 2003

  11. sin petróleo sin gas sin agua sin gas Diagramas Ternarios. 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1 100% Petróleo, So = 1 Julio, 2003

  12. 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1 100% Petróleo So = 1 Diagramas Ternarios. G Diagrama Ternario P W Julio, 2003

  13. krg Inyección de agua (imbibición) Inyección de gas (drenaje) P+G+A G+P(A) Swi Diagramas Ternarios. Proceso de inyección AGA CICLO 1 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1 100% Petróleo, So = 1 Julio, 2003

  14. G+P(A) P+G+A Swi Diagramas Ternarios. Proceso de inyección AGA krg CICLO 2 100% Gas Sg = 1 100% Agua Sw = 1 100% 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. Krg (2F) = Krg(3F) Distribución petróleo g Krw (2F) = Krw(3F) a r Kro (3F) = f(Sw, Sg) 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. Julio, 2003

  17. Modelo de Stone I. So mínima 3F • Modelo de Stone II. Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas: Stone I y Stone II 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. 1.- Modelo de Simulación. METODOLOGÍA DEL TRABAJO 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. 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. 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. 2001 hasta Feb. 2005 Julio, 2003

  21. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. METODOLOGÍA DEL TRABAJO 1.- Modelo de Simulación. 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 1er Tapón 4o Tapón 3er Tapón 2o Tapón N2 N2 N2 N2 Petróleo Agua Agua Agua Agua Esquema del proceso de inyección AGA. Pozo Inyector Pozo Productor Unidad C-23U Unidad C-23L Julio, 2003

  23. 3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. METODOLOGÍA DEL TRABAJO 1.- Modelo de Simulación. 2.- Esquema del proceso de inyección AGA. 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. Julio, 2003

  25. Sistema agua-petróleo Sistema gas-petróleo Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el método de Corey. Julio, 2003

  26. 4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación numérica. 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. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

  27. Sw So Sg 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. Sistema agua-petróleo: Imbibición Sistema gas-petróleo: Drenaje

  28. 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 Sólo aplica para generar datos de imbibición a partir de datos de drenaje Datos insuficientes 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. Generación de datos empleando el modelo de Carlson Generación de datos a través de datos existentes (mojabilidad K=245mD y Ø=25%) Modelos de Stone normalizados por Aziz & Settari Julio, 2003

  29. 5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. 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. 6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios. Julio, 2003

  30. Inyección continua de agua Inyección continua de gas Inyección AGA Datos experimentales trifásicos Qiny. = 3000 BY/D Qiny. = 5000 BY/D Stone I Stone II Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso de inyección AGA. Qiny. = 3000 BY/D 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. 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. Sistema agua-petróleo: Nw = 2.2115 Now = 2.6763 Krwpf =0.2345 Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. Julio, 2003

  35. Sistema gas-petróleo: 0 -1 -0.8 -0.6 -0.4 -0.2 0 -0.5 -1 Desviación = 0.9945 -1.5 Log (Krg) -2 -2.5 -3 -3.5 Log (Sgn) Log Krg vs Log Sgn Dato descartado Tendencia Lineal Ng = 2.7354 Nog = 2.4453 Krgpf =0.3086 Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. Julio, 2003

  36. Curvas bifásicas ajustadas según Corey Sistema agua-petróleo Sistema gas-petróleo Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas según el Método de Corey. 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. Som = 25% Som = 30-35% Stone I normalizado por Aziz & Settari Stone II normalizado por Aziz & Settari Diagramas Ternarios. Julio, 2003

  39. 100% Gas 100% Agua 100% Petróleo Swi Datos trifásicos experimentales

  40. Isopermas estimadas por Stone II Datos experimentales Isopermas estimadas por Stone I Datos experimentales 1 1 0.7122 0.7122 0.5065 0.5065 0.4371 0.3467 0.4371 0.2384 0.3467 0.1056 0.0483 0.2384 0.0212 0.1056 0.0078 0.0048 0.0483 0.0019 0.0212 0 0.0078 0.0048 0.001 0.0019 0.001 0.05 0.005 0 Diagramas Ternarios: comparación de datos trifásicos experimentales vs modelos de estimación. 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. Factor de recobro Qginy= 3000 BY/D Qwiny= 3000 BY/D Experimentales Qwiny= 5000 BY/D Stone I Stone II Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. Julio, 2003

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

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

  45. Resultados de producción total de fluidos Sensibilidades Petróleo (MBN) Agua (MBN) Gas (MMPCN) 5382 1276 16414 AGA-Experimental 51.000BN AGA-Stone I 63.000BN 5331 1338 18587 480.000BN AGA-Stone II 5318 1354 20028 10615 MMPCN Iny. continua de agua (3000BY/D) 4918 1756 11291 480.000 BN Iny. continua de agua (5000BY/D) 4438 2235 7066 Iny. continua de gas (3000BY/D) 5411 999 27029 Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento C2/VLE-305. 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

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