sábado, 13 de junio de 2009

PIPESIM - Diseño de Pozos y análisis de desempeño de la producción
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¿Se encuentra usted ante el desafío de tener que mejorar la producción y diseñar terminaciones de pozos óptimas? El programa de análisis del sistema de producción PIPESIM* constituye una forma minuciosa, rápida y eficiente de ayudarlo a incrementar la producción y conocer el potencial de su yacimiento.

PIPESIM no sólo modela el flujo multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del pozo, sino que además tiene en cuenta el desempeño de la línea de flujo y de las instalaciones de superficie para proveer un análisis integral del sistema de producción.

Además del análisis nodal, PIPESIM incluye operaciones específicas para la generación de tablas de desempeño para los simuladores de yacimientos y perfiles de presión/temperatura estándar.

La aplicación PIPESIM incluye todos los tipos de modelos de terminación estándar para pozos verticales, horizontales y fracturados, y posibilita el modelado de terminaciones complejas de varias capas, utilizando diferentes parámetros de desempeño de yacimientos y descripciones de fluidos.

PIPESIM incorpora todas las correlaciones de flujo multifásico actuales, tanto empíricas como mecanísticas que constituyen el estándar industrial de hoy en día. Usted puede ajustar los datos de pozos medidos a estas correlaciones con el fin de identificar la correlación más apropiada para su análisis.

El modelado preciso del fluido producido también es crucial para comprender el comportamiento del sistema; por lo tanto, PIPESIM ofrece la posibilidad de elegir entre correlaciones de modelos de petróleo negro o un rango de ecuaciones de estado (EOS) para modelos composicionales.

En un esfuerzo para mejorar continuamente la aplicación PIPESIM, Schlumberger participa activamente en consorcios de investigación líderes en la industria que promueven avances en el área de modelado del flujo multifásico.

Diseño del sistema de Levantamiento Artificial
La aplicación PIPESIM permite que usted determine el método de levantamiento artificial más adecuado y que luego desarrolle el diseño detallado del sistema de levantamiento artificial por gas o del sistema ESP. Las sofisticadas herramientas de sensibilidad posibilitan el análisis de los parámetros de levantamiento artificial (gas de inyección/ etapas ESP) de manera de optimizar la producción.

Para el levantamiento artificial por gas, PIPESIM incluye una nueva funcionalidad de espaciamiento de mandriles y diseño de selección de válvulas para ayudarle a determinar la mejor profundidad donde instalar las válvulas, utilizando los métodos industriales estándar para el diseño del sistema de levantamiento artificial por gas. PIPESIM incluye además una base de datos de válvulas del fabricante que le proporciona la información más exacta posible para tomar las mejores decisiones. A los fines de la optimización, usted puede rediseñar la profundidad de colocación de su válvula con los mandriles en su lugar.

La base de datos PIPESIM de curvas de desempeño de bombas, motores y cables de los fabricantes de sistemas ESP provee la información exacta que usted necesita en su proceso de selección.

La base de datos de curvas de desempeño de las bombas es fácil de actualizar para que las bombas especiales que usted está utilizando se ajusten al desempeño real de las bombas o para agregar nuevas bombas.

La funcionalidad de diseño del sistema de levantamiento artificial PIPESIM cuenta con el soporte
del grupo de Terminaciones y Productividad de Pozos y Sistemas de Levantamiento Artificial de Schlumberger, un recurso con más de 75 años de experiencia en los sistemas líder en la industria
de levantamiento artificial por gas Camco y los sistemas de bombeo REDA.

Integración con OFM
PIPESIM ahora se vincula con el programa de análisis de pozos y yacimientos OFM* para asistir al usuario en la identificación de candidatos de un campo, para la ejecución de estudios adicionales sobre la base de la clasificación de los pozos según su desviación con respecto a su capacidad de producción teórica individual. Esto permite que los usuarios de OFM comparen la capacidad nominal teórica de un pozo con su régimen de producción real. PIPESIM calculará y devolverá a OFM los indicadores de desempeño para su visualización y análisis.

Módulos Avanzados de Pipesim
Para un proceso de planeación y análisis de avanzada, actualice la aplicación PIPESIM a fin de incluir los modelos de desempeño mejorado de pozos y de diseño de líneas de conducción de flujo multifásico para el análisis integral de redes de campo, la planeación de campos petroleros y la optimización de la producción. Esto lo ayuda a mejorar su producción, tomar mejores decisiones y maximizar el valor de sus activos.

Análisis de redes
Para un análisis integral del sistema, la aplicación PIPESIM puede mejorarse con el fin de modelar redes complejas que pueden incluir enlaces, líneas paralelas y reducciones. El robusto algoritmo de solución puede modelar redes de recolección, distribución e inyección.

Esto le proporciona el conocimiento detallado de los componentes termo-hidráulicos del sistema, que resulta crucial para el diseño de la línea de flujo y las cuestiones relacionadas con el aseguramiento del flujo, particularmente en el caso de sistemas multifásicos complejos.

Este mejoramiento del programa le proveerá las herramientas para efectuar el análisis de redes típico, incluyendo: la identificación de cuellos de botella y restricciones en la producción la evaluación de los beneficios de contar con pozos nuevos, líneas de conducción adicionales, compresión, y demás el cálculo de la productividad de los sistemas de recolección de campo la predicción de los perfiles de presión y temperatura a través de trayectos de flujo complejos la planeación del desarrollo de campos petroleros la resolución de las redes de fondo de pozo presentes en los pozos multilaterales.

Una vez construida su red de producción, usted puede introducir los elementos de tiempo para analizar el impacto del comportamiento del yacimiento sobre la estrategia de desarrollo de campos petroleros.

Planeación de campos petroleros
Para proveer un plan integrado de desarrollo de campos petroleros, la aplicación PIPESIM puede perfeccionarse con el fin de ayudarle a usted a mejorar su proceso de planeación. Para ello, el programa cuenta con una interfaz para simular los cambios producidos en las operaciones a través del tiempo como consecuencia del desarrollo de eventos. Se presentan gráficamente informes detallados de la vida productiva del campo para las variables calculadas relacionadas con la producción, ya sea en su propio formato especial o a través de un proceso de exportación a un programa de hojas de cálculo externo.

El sistema contiene un módulo que controla el modelo combinado de producción y yacimientos. Este módulo permite que usted configure la activación de la compleja lógica de eventos condicionales y temporales, representando operaciones de desarrollo de campos petroleros habituales.

Estas operaciones incluyen entre otras: la perforación de pozos de desarrollo nuevos la instalación de centros de procesamiento adicionales en función del tiempo la reducción de la producción de los pozos para satisfacer la producción y los límites operativos el cierre de los pozos en proceso de agotamiento a medida que declinan las condiciones de yacimiento.

Mejore la precisión de los resultados generados a partir de sus modelos de desarrollo y planeación de campos petroleros mediante la utilización de uno de los siguientes métodos de modelado del desempeño de yacimientos: tablas de consulta (generadas habitualmente por una
simulación previa) modelos incorporados de balance de materiales enlace dinámico totalmente acoplado con los modelos basados en los programas de simulación de yacimientos ECLIPSE Blackoil* y ECLIPSE Compositional* enlaces con herramientas de otros proveedores de predicción del desempeño de yacimientos.

Utilizando el módulo Field Planning pueden calcularse las nominaciones de producción de gas para un período contractual. Una vez que usted especifica el factor de oscilación periódico y los perfiles históricos del esquema de toma de gas, el programa calcula la nominación de la cantidad diaria contratada (DCQ) óptima que permitiría satisfacer los requerimientos contractuales para el período especificado con la productividad prevista del campo.

Optimización del sistema de levantamiento artificial por gas
El simulador de optimización PIPESIM provee soluciones de campo utilizando un algoritmo con el fin de identificar la mejor distribución del gas de inyección, para el proceso de levantamiento artificial por gas en todo su sistema de producción. Las restricciones complejas, tales como la capacidad de tratamiento del agua y el gas pueden incluirse en el modelo en cualquier etapa. El algoritmo de optimización está diseñado para ser utilizado en las operaciones diarias y para determinar las tasas de flujo óptimas del gas de inyección de varios pozos productores en cuestión de segundos.

Usted puede integrar su modelo de sistema con bases de datos de producción y sistemas SCADA para optimizar la producción en tiempo real, utilizando los últimos datos enviados a través del sistema de diagnóstico de pozos e instalaciones en tiempo real ProdMan*.

SIS - Schlumberger Information Solutions
Schlumberger Information Solutions (SIS) es una unidad operativa de Schlumberger que provee servicios de software, manejo de la información, infraestructura de TI y consultoría. SIS permite que las compañías de petróleo y gas logren un desempeño de equipo sin precedentes, descubriendo el potencial de los equipos de E&P para producir un cambio radical de su eficacia y su productividad. A través de nuestras tecnologías y servicios, las compañías de petróleo y gas pueden controlar su desempeño comercial y obtener el potencial del campo petrolero digital.

Con pipesim usted puede:
-Efectuar un análisis nodal integral en cualquier punto de su sistema hidráulico utilizando múltiples parámetros de sensibilidad.
- Diseñar pozos nuevos y analizar los pozos verticales, horizontales y multilaterales existente.
- Diseñar sistemas de levantamiento artificial y ESP con el programa sustentado por los servicios de expertos en sistemas de levantamiento artificial de SLB.
- Conectarse a OFM para identificar los candidatos de un campo para estudios adicionales o tratamientos con fines de remediación.
- Generar tablas VFP como datos de entrada para los modelos de sistemas de simulación de yacimientos ECLIPSE* PIPESIM

Tomado de: http://www.slb.com/sis


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Simulación numérica de pozos multilaterales
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Se puede analizar la simulación de Pozos Multilaterales con las diferentes configuraciones mediante la opción “Multisegment Well” que ofrece el Simulador ECLIPSE® utilizando un modelo conceptual.

El modelo de pozos multisegmento debe ser capaz de determinar las condiciones de flujo en la tubería a lo largo del pozo y a su vez considerar la pérdida de presión a lo largo de la tubería y a través de controles de flujo.

Estructura de un pozo multisegmento
Un modelo de pozos multisegmento se puede considerar como un conjunto de segmento arreglados en una forma topológica de árbol.

La construcción de los pozos multilaterales y los pozos horizontales son equivalentes.
Un modelo de pozo multisegmento es aplicable para generar pozos de nueva tecnología. Éste puede determinar las tasas de fluidos y las caídas de presión a través del pozo.

Los pozos multisegmento requieren más iteraciones para que la solución de las ecuaciones converja en el cálculo de las tasa de flujo y de caídas de presión que un pozo convencional. La densidad es un parámetro secundario que no afecta mayormente la caída de presión por fricción en la tubería de producción.

La productividad obtenida con los pozos multilaterales es menor que con sus equivalentes pozos horizontales opuestos. Cuando se tienen tuberías de producción de diámetro pequeño es necesario tomar en cuenta las caídas de presión que ocurren en la misma, para obtener los valores correctos de las tasas de producción y presión de fondo fluyente.

En el caso con acuífero activo, se presentaron caídas de presión mayores en los segmentos que se encuentren en la sección vertical del pozo. En dicho caso se pudo obtener un mantenimiento de la presión, una producción de petróleo mayor y una relación gas petróleo menor, que en el caso base.

En la sensibilidad con respecto al número de segmentos, un refinamiento no proporciona más ventajas en los casos estudiados.

Ventajas de los pozos multilatereales
- Reducen los costos de perforación de pozos.
- En campos que no son viables con perforación convencional pueden ser viables usando tecnología multilateral.
- Reducen costo de capital, el número de localizaciones en superficie.
- Incrementan la exposición del yacimiento para estrategias de producción e inyección.
- Incrementan la conectividad areal entre las capas de yacimientos aislados y zonas fracturadas dentro de la formación del yacimiento.
- Mejoran el área de drenaje para reducir efectos de conificación, reducir el arenamiento, incrementar la eficiencia vertical y horizontal.
- Ofrecen más eficiencia en la explotación de yacimientos con características geológicas complejas.
- Mejoran la producción de yacimientos en zonas de petróleo delgadas.

Desventajas de los pozos multilaterales
- Incrementan el costo en comparación con un pozo convencional.
- Exigen mayor esfuerzo de planificación con respecto a pozos convencionales.
- Corren mayor riesgos en la instalación de las juntas multilaterales.
- Pueden tener problemas durante la fase de producción de los pozos.
- Son susceptibles a los riesgos de pérdida parcial o total del pozo.

Comandos utilizados en Eclipse para la definición del modelo de pozo multisegmento
WSEGDIMS: Suministra la información al simulador sobre el máximo número de pozos multilaterales, de segmento por pozo y de brazos por pozo a ser manejados en el modelo.

WELSPECS: Con este comando se indica al simulador en qué celdas se encuentra ubicado el pozo.

COMPDAT: Indica al simulador en qué celda está completado el pozo.

WELSEGS: Define la estructura de los segmentos de un pozo.

COMPSEGS: Define la localización de las conexiones de las celdas dentro del pozo.

WCONPROD: Permite definir las restricciones de flujo que pudieran presentarse en el pozo.

Simulación numérica de yacimientos
Consiste en la elaboración de un modelo que permita representar de la manera más fidedigna posible los diferentes eventos y propiedades que caracterizan a un yacimiento con el propósito de evaluar el comportamiento actual y futuro del mismo y así tomar decisiones acertadas acerca de su explotación.

Recomendaciones
- Mejorar la visualización de los pozos en la próxima versión de ECLIPSE, ya que no se puede visualizar la estructura real de los pozos multilaterales, aunque sí representa fielmente las propiedades del yacimiento y de los fluidos.
- Considerar las caídas de presión para diámetros pequeños de tubería de producción para tener resultados más exactos de las tasas de producción y las presiones de fondo.
- Simular los pozos multilaterales con la opción de Multisegment Well para obtener mejores resultados en las predicciones de dichos pozos.
- Mejorar la forma de modelar los segmentos cuando se desean de igual longitud.

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Optimización del diseño por simulación de líneas de flujo
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Como es bien sabido el Diseño de las Mallas de Recuperación Secundaria utilizando los métodos Clásicos de la Ingeniería de Reservorios no permite considerar las heterogeneidades de los yacimientos, con sus efectos variados sobre el comportamiento productivo. Se producen, sin que el Diseño lo haya previsto, severas canalizaciones de agua o falta de respuesta en petróleo, etc., que condicionan la aplicación del proceso de Recuperación Secundaria.

Se reconoce que se deben utilizar Modelos que reflejen esas heterogeneidades empleando Simulación Numérica, sin embargo se ha considerado históricamente que los esfuerzos requeridos para su implementación eran muy grandes.

Sin duda esta apreciación continúa siendo válida si se considera la Simulación por Diferencias Finitas. En cambio la Simulación en Líneas de Flujo realiza esta tarea con esfuerzos notablemente menores e integrando de una manera conceptualmente clara y precisa las características estáticas y dinámicas de los yacimientos.

Sintéticamente puede decirse 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

La Simulación en Líneas de Flujo puede considerarse un proceso innovador con investigaciones y desarrollos actuales variados, llevados a cabo por Grupos de avanzada tecnología y prestigiosas Universidades internacionales.

Simulación numérica dinámica en 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 cada vez 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 muy 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, resultancomputacionalmente 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.

A continuación 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, automáticamente, 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.

Merece destacarse, que 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, cabe acotar que 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.

Las principales aplicaciones en las cuales la SNDLF resulta exitosa 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 que se incluyen algunas de las técnicas que se detallan a continuación:

Métodos de la Ingeniería Clásica de Yacimientos:
- 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:
- Diferencias Finitas (SNDDF)
- Líneas de Flujo (SNDLF)

En líneas generales, los Métodos de la Ingeniería Clásica de Yacimientos permiten dar una respuesta promedio rápida del comportamiento dinámico de un yacimiento durante la Inyección de Agua. Sin embargo, no suelen ser representativos de las heterogeneidades que siempre están presentes en los yacimientos 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 yacimiento, 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 en los 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);
- Determinar el volumen poral contactado por cada inyector;
- Identificar las conexiones inyector/productor, cuantificando dicha relación a través de los WAF;

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 yacimiento y de cada una de las mallas.

Fuente: www.mgyasoc.com.ar

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Análisis de sensibilidad de parámetros de escalamiento en un patrón de cinco puntos sometido a una inyección de agua
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El estudio del flujo de fluidos en medios porosos, se realiza por medio de modelos numéricos y físicos, los primeros son relativamente fáciles y rápidos de usar, pero no simulan microscópicamente los procesos de desplazamiento y pueden presentar problemas de estabilidad y dispersión numérica; por otra parte, los modelos físicos permiten representar un fenómeno a las condiciones reales de interés, capturando su esencia principal con suficiente detalle y aunque es realmente imposible escalar un yacimiento en su totalidad, es posible hacerlo con las variables que se consideran influyentes en el proceso, alcanzando resultados verdaderamente satisfactorios.

El objetivo general de este trabajo consistió en evaluar los parámetros de escalamiento en un modelo de cinco puntos sometido a una inyección de agua, mediante análisis de sensibilidad e identificar los que más inciden en dicho proceso.

Para ello, se obtuvieron los grupos adimensionales por medio de dos métodos: Análisis Inspeccional y Análisis Dimensional. Estos grupos escalan la geometría, fuerzas gravitacionales, capilares y viscosas, razón de movilidad y tiempo de un yacimiento de petróleo sometido a una inyección de agua, a las condiciones de un modelo escalado tridimensional.

Los datos utilizados para el prototipo corresponden a valores de un yacimiento promedio típicos para la inyección de agua en un campo colombiano, propiedades tales como permeabilidad y porosidad, permanecen prácticamente constantes en toda la arena, lo cual lo hace atractivo para emprender un estudio de escalamiento.

El escalamiento de los prototipos se hizo en base a dos modelos físicos: Modelo SCALA, ubicado en el laboratorio de recobro mejorado del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) y el Modelo Radial, diseñado por estudiantes del Grupo de Investigación en Recobro Mejorado (GRM) de la Universidad Industrial de Santander, en un proyecto de grado.

Los modelos escalados Radial y SCALA, así como sus respectivos prototipos de campo fueron simulados utilizando el software – IMEX (Versión 2005) de CMG, para posteriormente realizar el análisis de sensibilidad de parámetros como: tasa de inyección, propiedades de roca y fluidos, diferencial de presión y dimensiones, con el fin de identificar los que más inciden en el proceso de escalamiento de inyección de agua.

Del análisis de sensibilidad se concluyó que parámetros como: tasa de inyección, dimensiones, porosidad y viscosidad son los que más inciden en el escalamiento de un proceso de inyección de agua. Sin embargo, el aspecto más influyente resultó ser la similaridad que debe existir entre las curvas de permeabilidades relativas de prototipo y modelo, particularmente en sus end points, aunque esto sea muy difícil de lograr a nivel de laboratorio.

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Caracterizacion de Yacimientos
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La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas; una etapa de caracterización estática y otra de caracterización dinámica. En la primera se define las características físicas del volumen de roca a condiciones estáticas, mientras que en la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca a condiciones dinámicas.

- Geológico
- Estratigráfico Estructural
- Caracterización de Fracturas
- Petrofísico
- Geoestadístico

Modelo Estático: En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los parámetros petrofísicos; para comprender en términos físicos y geológicos el sistema de acumulación de hidrocarburos.

Modelo Dinámico: Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del yacimiento; el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitan comprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistema poroso (roca). Tales parámetros servirán para alimentar los modelos de simulación numérica de yacimientos.

- PVT Fluidos
- Curvas de Permeabilidad Relativa
- Datos de Producción
- Presiones Capilares
- Pruebas de Presión

Modelado Geológico
El modelo geológico comprende el análisis de la estratigrafía, la geología estructural y la caracterización de fracturas entre otros.

Modelado Estratigráfico
- Descripción macroscópica y microscópica (Petrografía), a nivel de núcleos de pozos y de afloramientos, de cada una de las facies para determinar paleoambientes de depositación de las formaciones presentes en un yacimiento.
- Interpretación de registros de pozo, registros de imágen y espectrales.
- Estratigrafía de secuencias y descripción de corazones para generar una curva de valores categóricos que refleje la litología observada en los intervalos corazonados.
- Evaluar la disponibilidad y confianza de las curvas de registros y analizar el comportamiento estadístico y la relación de los registros con la curva litológica generada previamente.
- Emplear lógica difusa para desarrollar un mo delo litológico a partir de las curvas de registros seleccionadas para este fin.

Modelado Estructural
- Establecer las características y determinar las diferentes estructuras a nivel regional y local dentro de un yacimiento.
- Definición de un modelo ajustado lo mejor posible a la geometría de las fallas, los marcadores de pozo y los horizontes interpretados.
- Seguimiento desde el principio del proceso de construcción del modelo estructural, controlando las restricciones provenientes de las limitaciones numéricas y geométricas de los simuladores.
- Elaboración de un modelo que pueda ser fácilmente modificado o actualizado.

Software:
- EZTRACE
- GRACE
- GEOSURF
- GEOSIM
- SIMGRID

Caracterización de Fracturas
Observación detallada tanto a nivel macroscópico como microscópico de cada uno de los atributos de las fracturas como son apertura, espaciamiento, orientación espacial, densidad, longitud, tipo de relleno e historia diagenética., con el fin de generar un modelo del sistema fracturado presente en el yacimiento que servirá para alimentar el modelo de simulación.

Modelado petrofísico
- Selección de intervalos potencialmente productores. Modelo matemático petrofísico general para cada formación evaluada. Valor promedio y específico (paso) de cada propiedad por formación o unidad geológica Porosidad, permeabilidad y fluidos. Modelo litológico integrado con información de corazones, fluidos y pruebas de producción.
- Generación de Mapas de isopropiedades con técnicas Geoestadísticas.
- Técnicas de "soft computing": Las técnicas de Soft Computing son tecnologías que utilizan estadística multivariada, redes neuronales y lógica difusa para reducir la incertidumbre en los modelos de caracterización de yacimientos.

Software:
- DATAENGINE
- MATLAB
- EXCEL
- GRACE

Modelado geoestadístico
La caracterización de yacimientos mediante métodos geoestadísticos comprende el uso de la teoría de probabilidades aplicada a descripción de la continuidad de las variables geológicas en el espacio.

El modelamiento geoestadístico se realiza con el objetivo de proporcionar la más cercana representación de la heterogeneidad geológica dentro de las principales unidades de un yacimiento.

Definición de Cuerpos Sedimentarios (Litounidades)
- Grid de Simulación Geoestadística
- Modelo Estratigráfico Conceptual (Registro litológico por pozo - Litotipos)
- Modelamiento Litoestratigráfico: Definición de Litounidades, Análisis Geoestadístico de Litounidades (VPC), Simulación Litotipos, Simulación Petrofísica.

Simulación de yacimientos
Con esta tecnología se concluye el modelamiento total del yacimiento, el cual tiene la tarea de integrar paso a paso cada etapa de la vida de los yacimientos, desde su exploración y creación del modelo estático hasta el modelo dinámico.

El éxito y la confiabilidad de los resultados de la simulación dependerán de la certidumbre en la obtención de los modelos geológicos y petrofísicos del yacimiento.

Los pasos en la simulación de yacimientos son:
- Creación del archivo de entrada de datos de los diferentes modelos que componen el yacimiento. Ajuste histórico de producción del campo.
- Pronósticos bajo diferentes esquemas de producción.

Software:
- ECLIPSE
- VIP
- STREAMLINE
- CMG ( IMEX, STAR, GEM)

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Simulación numérica del transporte de hidrocarburos
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La simulación numérica del flujo de fluidos y calor, aplicada al transporte de hidrocaubu ros, es una herramienta poderosa para el estudio de grandes y complejos sistemas de transporte y distribución de fluidos, tales como el petróleo y el gas natural. Esta herramienta es especialmente útil, cuando el sistema bajo estudio transporta flujo en dos fases: líquido y gas, y en régimen transitorio.

En el caso de Petróleos Mexicanos, los hidrocarburos producidos a menudo son transportados a grandes distancias en tuberías y redes de tuberías, lo cual da lugar a grandes y complejos sistemas de transporte de fluidos, entre los que podemos citar:

- La red submarina de transporte y distribución de Crudo Maya de la Región Marina Noreste, localizada en el Golfo de México, cuya longitud supera los 1,000 km y transporta crudo de varios complejos de producción, a tres centros de exportación, almacenamiento y distribución.

- La red de transporte de gas natural de la Región Norte, que comprende pozos de producción, estaciones de compresión y tuberías de conducción en los estados de Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas, y transporta el fluido producido al Complejo Procesador de Gas en Reynosa, Tamaulipas.

- El LPGducto de Pemex Gas y Petroquímica Básica, que transporta gas LP desde Cactus, Chiapas hasta Guadalajara, Jalisco, y tiene una longitud de más de 1,000 km.

La operación de estos sistemas requiere de un monitoreo continuo, lo cual se dificulta ya sea por el tamaño, la complejidad o la inaccesibilidad que presentan estos sistemas, o bien por requerimientos de diseño, ya que son sistemas presurizados con un mínimo de puntos disponibles para instrumentación y medición de los parámetros primarios de operación, tales como presión, temperatura y flujo. En todo caso, la simulación numérica permite evaluar éstas y otras variables, en un número prácticamente ilimitado y sumamente mayor de localizaciones, de lo que es posible en forma física.

La simulación numérica permite apoyar a estos sistemas en diversas etapas de su vida útil, que van desde la planeación y diseño de nuevos sistemas, hasta la evaluación de la operación, seguridad y cambios de los ya existentes.

Durante la etapa de diseño, la simulación numérica es útil en la planeación de sistemas nuevos, la evaluación de diversas configuraciones del sistema, la predicción de condiciones operativas en diferentes puntos de éste y la predicción y prevención de situaciones indeseables y riesgosas, entre otras.

Durante la etapa de operación normal, la simulación numérica permite la evaluación de los parámetros operativos básicos, tales como presión, velocidad, temperatura, patrones de flujo, la mitigación del efecto de baches de líquido, evaluación de efectos por cambio del caudal transportado, transitorios de arranque y paro, impacto de las propiedades del tipo de fluido, el transporte de mezclas de fluidos, etc.

Respecto a la seguridad operativa de los sistemas, la simulación permite evaluar el efecto de eventos que ponen en riesgo la seguridad operacional de éstos, entre los que se pueden citar los cambios operativos fuera de diseño o los golpes de ariete, ocasionados por fallas de equipo o por contingencias ambientales de emergencia. Algunos de los parámetros importantes que se pueden evaluar en esta etapa, incluyen las presiones máximas alcanzables, la velocidad de viaje de las ondas de presión, etc., lo cual permite efectuar recomendaciones para la protección de sistemas y
prevenir accidentes.

Con relación al mantenimiento de los sistemas, se pueden efectuar simulaciones de corridas de diablos o trenes de diablos, con el fin de evaluar sus tiempos de viaje y el diferimiento de la producción asociado a esta operación.

La optimización de flujo permite estudiar estrategias de transporte y distribución de flujo o bien, determinar el tamaño adecuado de ciertos equipos, todo ello con el fin de maximizar el caudal transportado, o minimizar la reducción del flujo total transportado, causado por las actividades de mantenimiento, equipo fuera de servicio y libranzas, entre otras.

En el Instituto de Investigaciones Eléctricas se han realizado diversos proyectos en los que se han efectuado una amplia gama de simulaciones, cubriendo las diversas etapas aquí mencionadas, entre los que se incluyen:
- Simulación del cierre de válvulas a la llegada al Complejo Procesador de Gas Reynosa, de la red de Gas de Burgos, Pemex Exploración y Explotación, Región Norte.
- Estudio de Flujo Transiente (Golpe de Ariete) del L.P.G. Ducto Cactus – Guadalajara: Estudio paramétrico.
- Revisión, documentación y validación de un modelo hidráulico de la red de transporte de crudo Maya, de la Región Marina Noreste de Pemex Exploración y Producción.
- Simulación de flujo multifásico en sistemas de transporte de hidrocarburos.
- Mantenimiento del modelo hidráulico y optimización de flujo en la red de transporte de crudo Maya, de la Región Marina Noreste de Pemex Exploración y Producción.
- Servicio para dar continuidad al proyecto denominado: Mantenimiento del modelo hidráulico de la red de transporte de crudo Maya de la Región Marina Noreste y simulaciones de optimización en el manejo del crudo en condiciones normales y de emergencia, 2005.

Los resultados de estos proyectos han coadyuvado a mejorar el transporte y la distribución de hidrocarburos, aportando información nueva y detallada, lo que ha constituido un elemento clave en la toma de decisiones sobre la operación de estos sistemas.

Tomado de: Alfonso García Gutiérrez

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Método inverso en la simulación de yacimientos geotérmicos
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La simulación numérica de un yacimiento en explotación permite evaluar escenarios de producción de líquido y/o vapor de un campo geotérmico, así como predecir el desempeño del yacimiento bajo la adición o remoción hipotética de pozos productores o inyectores.

Los simuladores de yacimientos geotérmicos (TOUGH2, TETRAD, STAR, etc.) se basan en discretizaciones numéricas (en espacio y tiempo) de ecuaciones diferenciales parciales acopladas de flujo hidrotermal multifásico y multicomponente, así como de transporte de masa y calor.

En sus versiones más completas, los simuladores pueden calcular cambios de fase (líquido, vapor, sólido) de los diversos componentes y/o reacciones fisicoquímicas, por ejemplo: interacción fluido/roca, precipitación/disolución de sales, etc., o considerar un subsuelo con porosidad doble o triple, lo cual conlleva un mayor tiempo de cómputo. La discretización espacial se implementa en una malla con resolución adecuada bajo un esquema numérico, como puede ser el de diferencias finitas, elemento finito o diferencias finitas integrales.

Para su funcionamiento, los simuladores requieren del conocimiento de la distribución espacial de propiedades del subsuelo y de flujos de frontera. Entre las primeras se encuentran la permeabilidad, porosidad, densidad, calor específico y conductividad térmica. Entre los segundos están las recargas superficiales y profundas, las descargas subterráneas y los flujos de calor con unidades rocosas subyacentes al yacimiento.

La propiedad que determina principalmente el flujo y que es más difícil de caracterizar espacialmente es la permeabilidad, la cual es la propiedad más variable en la naturaleza, ya que su valor puede diferir en varios órdenes de magnitud para diferentes puntos de un campo.

En muchos casos, las propiedades y flujos mencionados anteriormente no se conocen o se tiene una estimación incierta de ellas. Una manera indirecta de estimar estas cantidades físicas o parámetros es utilizar mediciones de variables de estado (presión, flujo o velocidad, concentración química, temperatura y entalpía) y compararlas con valores calculados por el simulador.

Históricamente, este proceso se hacía con base en prueba y error: se proponían valores iniciales de los parámetros a determinar y las predicciones del modelo numérico se comparaban con datos de las variables de estado. Posteriormente los valores de los parámetros se modificaban intuitivamente y se repetía el proceso anterior varias veces, hasta que los valores calculados y medidos de las variables se ajustaran relativamente bien.

Aunque este proceso de prueba y error aún se utiliza en la práctica, en la actualidad se automatiza mediante un método numérico inverso basado en teorías estadísticas, como regresión no lineal o máxima verosimilitud. Para buscar la solución, el método inverso hace uso de algún algoritmo de optimización. Uno de los más frecuentemente aplicados en esta disciplina es el de Levenberg-Marquardt, debido a su robustez numérica, la cual es la capacidad de un algoritmo de continuar operando a pesar de valores iniciales de parámetros o cálculos anormales.

En este proceso de estimación de parámetros mediante el método inverso es deseable incluir mediciones de parámetros que hayan sido medidos previamente y que sean confiables. Esto da lugar a que el problema inverso esté mejor planteado matemáticamente y los valores estimados sean más representativos.

Sin embargo, debido a la alta variabilidad de la permeabilidad, a la restricción que impone el método en el número de parámetros a estimar y al costo computacional, uno solamente puede representar esta propiedad de una manera gruesa, ya sea mediante bloques de celdas numéricas que simbolizan unidades geológicas, o a través de parámetros puntuales que sirven para interpolar geoestadísticamente la permeabilidad al resto del yacimiento.

El método inverso arroja, además de las estimaciones de parámetros, matrices numéricas que dan una medida de la validez de los resultados obtenidos. Al final del proceso, el método inverso calibra el modelo numérico del yacimiento con datos históricos y puede ser utilizado para realizar nuevas predicciones de una manera más confiable.

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