sábado, 4 de abril de 2009

Modelado de zonas aisladas
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Schlumberger estudió una serie de canales anastomosados de arenas de planicie de delta con capas de carbón, enfocado a tres formaciones de arena aisladas. El contacto gas-petróleo (CGP) intersectaba la arena superior, Zona 1, y probablemente el contacto agua-petróleo (CAP) estaba dentro de la arena inferior, Zona 3, pero su ubicación era incierta. En el modelo de yacimiento de petróleo negro de ECLIPSE100 se asumió que los yacimientos eran lateralmente extensos, pero que no había comunicación de flujo entre ellos. Se utilizó un pozo segmentado para conectar las tres zonas en el modelo, con el objeto de evaluar las interacciones de los fluidos en el pozo.


Fig 1. Modelo de pozo de múltiples segmentos (MSW, por sus siglas en inglés) de tres formaciones de arena. El flujo se controla con una válvula de control de flujo de fondo de pozo. Tres conjuntos separados de bloques de retículas modelaron el comportamiento en las zonas, mediante el uso de la opción MSW, que permite segmentos de pozo fuera de los bloques de retículas del yacimiento.

El CGP en la Zona 1 implica un aumento potencialmente rápido en la RPG de esa zona. La incertidumbre acerca del CAP en la Zona 3 significaba la posibilidad de producir una gran cantidad de agua. Con esa entrada de fluidos diversos, el modelo tenía que representar las interacciones complejas de los fluidos dentro del pozo.

Podrían haberse necesitado controles de fondo de pozo para estrangular la producción de agua o gas. Sin dispositivos de control de flujo de fondo de pozo, se produce más petróleo en el período de cinco años, si se termina el pozo secuencialmente desde la arena del fondo hacia arriba, en lugar de producir las tres arenas en forma simultánea. Sin embargo, con las válvulas de control de flujo de fondo de pozo, el caso más productivo corresponde a la producción de las tres zonas entremezcladas. Como la RAP de la Zona 1 aumentó, se restringió el flujo a través de la válvula superior para limitar la tasa de gas. La válvula inferior controlaba la entrada de agua.

Otra combinación permitió abrir la válvula superior para que proporcionara gas para un levantamiento artificial, lo que podría ser necesario si el agua de la Zona 3 no se pudiese estrangular sin perder una producción importante de petróleo.

En comparación con un enfoque de producción convencional, el esquema de terminación avanzado no sólo prolonga la vida del pozo, sino que también aumenta la tasa de producción a lo largo de los cinco años del estudio.



Tomado de Oilfield Review de Schlumberger

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