26 febrero 2008

Simulación Térmica y Evaluación Económica de Proyectos de Crudos Pesados (parte II)
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Métodología utilizada y suposiciones

Este trabajo presenta una metodología, que incluye la simulación térmica y composicional de un modelo de malla sintética, con propiedades de fluido que imitan las propiedades de los crudos pesados descubiertos recientemente en la región marina del Golfo de México. Se divide en dos partes principales: i) un estudio de simulación térmico y composicional de yacimientos, a fin de encontrar la mejor combinación de factores de ingeniería que maximicen la producción de estos yacimientos mediante la búsqueda del número óptimo de los pozos, su ubicación, su trayectoria (objetivo simple vs. múltiple) ,y lo que es más importante, la inyección de calor en la producción de los pozos, a fin de reducir la viscosidad del crudo, y, por lo tanto, aumentar su movilidad, y ii) una evaluación económica del proyecto, el análisis de la producción de diferentes escenarios resultantes de los diversos factores de ingeniería. El estudio muestra con grandes diferencias en los parámetros económicos antes de los impuestos tales como el valor presente neto, beneficio y tasa de retorno, y la tasa de inversión. Las premisas físicas y económicas usadas imitan las de los crudos pesados en campos recientemente descubiertos en la región marina del Golfo de México. Hemos considerado un campo verde con profundidad de agua de más de 100 metros y una distancia de 30 kilómetros del punto más cercano de entrega de producción.

También se realizaron análisis de PVT, curvas de viscosidad, propiedades de la roca, permeabilidad relativa, presión capilar, y de presión y temperatura del yacimiento. El análisis económico se realizó usando los gastos de capital actuales de perforación y terminación, y gastos de operación y de mantenimiento. Fueron estudiados diferentes escenarios de costos, de precios de petróleo y de gas, y de inversiones de capital. Se realizó un análisis de sensibilidad para determinar las variables que tienen mayor impacto en el valor económico del proyecto.

Descripción del modelo de simulación numérica de flujo.

El modelo diseñado para el estudio de simulación de flujo incluye características para crudos pesados con algún contenido de gas en solución a las condiciones de yacimiento. Se trata de un modelo composicional de petróleo vivo y todas las simulaciones numéricas se han realizado utilizando el simulador comercial ECLIPSE300 (Schlumberger, 2005). Las características del crudo son similares a las de algunos crudos pesados de los campos costa afuera en México.

Características Geológicas: El modelo geológico diseñado para este estudio considera una estructura 3-D con una superficie de aproximadamente 48 km2 y un espesor variable hasta llegar a los 100 metros, con deformación resultante en dos zonas altas (profundidad somera) conectadas por una zona más baja (profunda). Se consideraron nueve capas con porosidad ligeramente diferente para capturar parte de la heterogeneidad del yacimiento. Los valores de porosidad para estas capas fueron: .07, .07, .07, .07, .05, .05, .05, .07, y .05. Para añadir heterogeneidad adicional, se incluyó un factor de espesor neto de de 0,7. La permeabilidad del yacimiento fue 4000 md para la dirección horizontal, y de 1000 md en las direcciones verticales. Estos valores de porosidad y permeabilidad son comunes para estos tipos de yacimientos en México.


Malla: Se estudiaron diversas mallas para optimizar el tiempo de la corrida mientras se realiza la captura del comportamiento físico del sistema. Se utilizo una malla con celdas de 25 x 15 x 10 con la correspondiente deformación de cada celda de la malla en honor a la estructura geológica.

Sistema de roca / fluidos: El modelo PVT incluye un crudo pesado con un peso molecular de 270 lb / lbmol, metano (PM = 16 lb / lbmol), y agua (PM = 18,02 lb / lbmol). Para las funciones de viscosidad del petróleo, tres curvas de viscosidad contra temperatura fueron incluidas en el estudio para analizar el efecto de estas variables. Todos ellos muestran una relación fuerte con respecto a la temperatura. También se utilizó un conjunto característico de curvas de permeabilidad relativa; en las cuales la saturación de petróleo inicial en el yacimiento es de 0.8 (Soi = 0,8) variando hasta un valor de Sor = 0,15, de acuerdo a una determinada función de la presión capilar.

Pozos de producción: Fueron estudiados diferente número de pozos, su ubicación, sus trayectorias y completaciones. Se realizó un estudio de preselección (no se incluye aquí) para definir la mejor combinación de pozos desde el punto de vista de recuperación de la producción y optimización de la economía. Se constató que cuatro pozos inclinados, con objetivos de completación múltiple representó el mejor arreglo producción. Los pozos se establecieron para producir a presión constante (1200 psia).

Calentamiento: Como se ha mencionado, uno de los principales objetivos de este trabajo es el estudio de la mejora en la recuperación de petróleo que representaría aplicar el calentamiento eléctrico a los pozos de producción. Se han estudiado diferentes escenarios y se presentan aquí: A) el escenario del caso base con pozos individuales con los objetivos individuales y ningún sistema de calentamiento, B) un escenario con pozos con objetivos múltiples y sin calentamiento, y C) un escenario con pozos con objetivos múltiples, todos ellos calentados con una tasa inyección de 5x10^7 BTU / día y una temperatura límite de 200 ° F, D) un escenario con pozos con múltiples objetivos, todos ellos calentados con una tasa de inyección de 5x10^7BTU / día y una temperatura límite de 300 ° F, y E) un escenario con pozos con objetivos múltiples, todas ellos con calentamiento con una tasa de inyección de 5x10^7 BTU / día y una temperatura límite de 500 ° F.

Modelo Económico.

En el caso específico de la industria del petróleo, las compañías petroleras no sólo buscan una solución técnica, lo que es más importante para ellos es tratar de generar el mayor valor económico con el menor riesgo posible.

En este estudio, las diferentes opciones técnicas se definen usando la técnica de calentamiento eléctrico, y cada una de estas opciones es evaluada por separado. Se estiman la producción de petróleo y gas, y los ingresos, así como los costos operacionales y las inversiones de capital, para calcular los flujos de caja antes de los impuestos y los indicadores económicos relacionados. Todas las evaluaciones económicas fueron hechas antes de las regalías y de los impuestos, ya que después de las evaluaciones de los impuestos no tienen ninguna relevancia fuera del país específico y según la concesión usada por el modelo fiscal. Se hicieron evaluaciones económicas deterministas y probabilísticas.

Las distribuciones de probabilidad fueron capturadas en las variables, que se identificaron como las de mayor impacto en el valor económico. También fue construido un diagrama de tornado. Se encontró que los volúmenes de petróleo producido y el precio del petróleo fueron las variables con el mayor efecto sobre el margen de incertidumbre de los indicadores económicos como el valor presente neto (VPN). La incertidumbre de producción por pozo fue representada por una distribución logarítmica normal. La elección de una distribución logarítmica normal para representar la incertidumbre en la producción se justifica por el teorema del límite central y por la experiencia histórica. El teorema de límite central establece que una distribución logarítmica normal es el resultado de la multiplicación de las variables aleatorias e independientes.

Para reforzar la comparabilidad de los resultados económicos, se capturaron las correlaciones existentes de ciertas variables entre estas opciones técnicas. Por ejemplo hay una correlación del precio de hidrocarburo de 100% entre las opciones técnicas evaluadas. También hay una correlación muy fuerte de producción entre estas opciones. Para capturar estas correlaciones, se utilizaron distribuciones similares para estas variables y valores iniciales idénticos para correr las simulaciones de Monte Carlo en Merak Peep (Schlumbeger, 2006). El valor inicial determina el primer número en una secuencia aleatoria de números generados. El valor inicial es utilizado por la aplicación del software, cada vez que se corre una simulación. Es conveniente utilizar el mismo valor inicial cada vez que se ejecute una simulación si se quiere replicar los resultados de una corrida de simulación a la siguiente.

Fueron corridas las simulaciones de Monte Carlo y se evaluaron los resultados de las diferentes opciones técnicas con la ayuda de gráficos de probabilidad acumulada y a través de gráficos de frontera eficiente, con el objetivo de determinar la opción que crea el valor más alto para un nivel de riesgo tolerable. Todos los cálculos numéricos de esta sección se realizaron a través de Merak Value y de Risk Suite 4.3.1 (Schlumberger, 2006). Los indicadores económicos estudiados son el valor presente neto antes de los impuestos (flujos de caja netos descontados a 10%) y la Relación Inversión-Beneficio (PIR, por sus siglas en inglés). Los indicadores probabilísticos usados en el gráfico de frontera eficiente son la media para la medición del valor y la desviación estándar semi para la medición de la incertidumbre.

Referencias bibliográficas

Rangel-German, E.R.; Camacho-Romero, S.; Neri-Flores, U.; Theokritoff, W.: “Thermal Simulation and Economic Evaluation of Heavy-Oil Projects”, artículo SPE 104046 presented at the First International Oil Conference and Exhibition in Mexico held in Cancun, Mexico, 31 August–2 September 2006.

Breston J.: “Oil Recovery by Heat from In Situ Combustion”, artículo SPE 1087-G. Agosto, 1958.

Faroug Ali S.M: “Heavy Oil Recovery – Principles, Practicaly, Potential and Problems”, artículo SPE 4935 presented at the 1974 Rocky Mountain Regional Meeting of the Society of Petroleum Engineers of AIME held in Billings, Mont., May 15-16, 1974.

Sahni, Akshay; Kumar, Mridul; Knapp, Richard B.: “Electromagnetic Heating Methods for Heavy Oil Reservoirs”, artículo SPE 62550 presented at the 2000 SPE/AAPG Western Regional Meeting held in Long Beach, California, 19-23 June 2000.

Xia T. X.; Greaves M.; Turta A. T.: “Injection Well – Producer Well Combinations in THAI ‘Toe-to-Heel Air Injection”, artículo SPE 75137 presented at the SPE/DOE Improved Oil Recovery Symposium held in Tulsa, Oklahoma, 13–17 April 2002.
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