Uso de modelos informáticos para predecir el flujo de fluidos a través de medios porosos
Mapa de profundidad simulado de la parte superior de una estructura a partir de datos geológicos en un modelo de campo completo. (Simulador GSI MERLIN)
La creación de modelos de yacimientos petrolíferos y la realización de cálculos de desarrollo de yacimientos a partir de ellos es una de las principales áreas de actividad de los ingenieros e investigadores del sector petrolero. Sobre la base de la información geológica y física sobre las propiedades de un yacimiento de petróleo, gas o condensado de gas , la consideración de las posibilidades de los sistemas y tecnologías para su desarrollo crean ideas cuantitativas sobre el desarrollo del yacimiento en su conjunto. Un sistema de ideas cuantitativas interrelacionadas sobre el desarrollo de un yacimiento es un modelo de su desarrollo, que consta de un modelo de yacimiento y un modelo de un proceso de desarrollo del yacimiento. Los modelos de capas y los procesos para extraer petróleo y gas de ellas siempre se reviste de una forma matemática, es decir, se caracterizan por ciertas relaciones matemáticas. La principal tarea del ingeniero que se dedica al cálculo del desarrollo de un yacimiento petrolífero es elaborar un modelo de cálculo basado en conceptos individuales derivados de un estudio geológico-geofísico del yacimiento, así como de estudios hidrodinámicos de pozos. En términos generales, cualquier combinación de modelos de yacimiento y proceso de desarrollo se puede utilizar en un modelo de desarrollo de un yacimiento petrolífero, siempre que esta combinación refleje con mayor precisión las propiedades y los procesos del yacimiento. Al mismo tiempo, la elección de un modelo de yacimiento particular puede implicar tener en cuenta características adicionales del modelo de proceso y viceversa.
El modelo de yacimiento debe distinguirse de su esquema de diseño, que tiene en cuenta únicamente la forma geométrica del yacimiento. Por ejemplo, un modelo de yacimiento puede ser un yacimiento heterogéneo estratificado. En el esquema de diseño, el yacimiento con el mismo modelo puede representarse como un yacimiento de forma circular, un yacimiento rectilíneo, etc.
Fundamentos
Representación de una falla subterránea mediante un mapa de estructura generado por el software Contour Map para un yacimiento de gas y petróleo de 8500 pies de profundidad en el campo Erath, Vermilion Parish , Erath, Louisiana . El espacio de izquierda a derecha, cerca de la parte superior del mapa de contorno , indica una línea de falla . Esta línea de falla se encuentra entre las líneas de contorno azul/verde y las líneas de contorno violeta/roja/amarilla. La delgada línea de contorno circular roja en el medio del mapa indica la parte superior del yacimiento de petróleo. Debido a que el gas flota sobre el petróleo, la delgada línea de contorno roja marca la zona de contacto gas/petróleo.
Los simuladores de diferencias finitas tradicionales dominan tanto el trabajo teórico como el práctico en la simulación de yacimientos. La simulación de diferencias finitas convencional se sustenta en tres conceptos físicos: conservación de la masa , comportamiento isotérmico de la fase del fluido y la aproximación de Darcy del flujo de fluido a través de medios porosos. Los simuladores térmicos (más comúnmente utilizados para aplicaciones de petróleo crudo pesado ) agregan la conservación de la energía a esta lista, lo que permite que las temperaturas cambien dentro del yacimiento.
Técnicas y enfoques numéricos que son comunes en los simuladores modernos:
La mayoría de los programas de simulación FD modernos permiten la construcción de representaciones 3D para su uso en modelos de campo completo o de pozo único. Las aproximaciones 2D también se utilizan en varios modelos conceptuales, como secciones transversales y modelos de cuadrícula radial 2D.
En teoría, los modelos de diferencias finitas permiten la discretización del yacimiento mediante cuadrículas estructuradas y no estructuradas más complejas para representar con precisión la geometría del yacimiento. Los refinamientos de cuadrículas locales (una cuadrícula más fina incrustada dentro de una cuadrícula gruesa) también son una característica que ofrecen muchos simuladores para representar con mayor precisión los efectos del flujo multifásico cerca del pozo. Este "mallado refinado" cerca de los pozos es extremadamente importante al analizar cuestiones como la conificación de agua y gas en los yacimientos. Otros tipos de simuladores incluyen elementos finitos y líneas de corriente.
La representación de fallas y sus transmisibilidades son funciones avanzadas que se ofrecen en muchos simuladores. En estos modelos, las transmisibilidades de flujo entre celdas deben calcularse para capas no adyacentes fuera de las conexiones vecinas convencionales.
La simulación de fracturas naturales (conocida como porosidad dual y permeabilidad dual) es una función avanzada que modela los hidrocarburos en bloques de matriz compacta. El flujo ocurre desde los bloques de matriz compacta hacia las redes de fracturas más permeables que rodean los bloques y hacia los pozos.
Un simulador de petróleo negro no considera los cambios en la composición de los hidrocarburos a medida que se produce el yacimiento, más allá de la solución o evolución del gas disuelto en el petróleo, o la vaporización o caída de condensado del gas.
Un simulador de yacimientos composicional calcula las propiedades PVT de las fases de petróleo y gas una vez que se han ajustado a una ecuación de estado (EOS), como una mezcla de componentes. Luego, el simulador utiliza la ecuación EOS ajustada para rastrear dinámicamente el movimiento de ambas fases y componentes en el campo. Esto se logra con un mayor costo en tiempo de configuración, tiempo de cómputo y memoria de computadora.
Correlación de la permeabilidad relativa
El modelo de simulación calcula el cambio de saturación de tres fases (petróleo, agua y gas) y la presión de cada fase en cada celda en cada paso de tiempo. Como resultado de la disminución de la presión, como en un estudio de agotamiento del yacimiento, se liberará gas del petróleo. Si las presiones aumentan como resultado de la inyección de agua o gas, el gas se vuelve a disolver en la fase de petróleo.
Un proyecto de simulación de un campo desarrollado generalmente requiere una "comparación histórica" en la que se comparan la producción y las presiones históricas del campo con los valores calculados. En una etapa temprana se advirtió que se trataba esencialmente de un proceso de optimización, correspondiente a la máxima verosimilitud . Como tal, se puede automatizar y existen múltiples paquetes comerciales y de software diseñados para lograr justamente eso. Los parámetros del modelo se ajustan hasta que se logra una correspondencia razonable en un campo y, por lo general, para todos los pozos. Por lo general, se cotejan los cortes de agua de producción o las relaciones agua-petróleo y gas-petróleo.
Otros enfoques de ingeniería
Sin los modelos FD, las estimaciones de recuperación y las tasas de petróleo también se pueden calcular utilizando numerosas técnicas analíticas que incluyen ecuaciones de balance de materiales (incluidos los métodos de Havlena-Odeh y Tarner), métodos de curva de flujo fraccional (como el método de desplazamiento unidimensional de Buckley-Leverett , el método de Deitz para estructuras inclinadas o modelos de conificación) y técnicas de estimación de eficiencia de barrido para inundaciones de agua y análisis de curvas de declive. Estos métodos se desarrollaron y utilizaron antes de las herramientas de simulación tradicionales o "convencionales" como modelos computacionalmente económicos basados en una descripción simple y homogénea del yacimiento. Los métodos analíticos generalmente no pueden capturar todos los detalles del yacimiento o proceso dado, pero suelen ser numéricamente rápidos y, a veces, suficientemente confiables. En la ingeniería de yacimientos moderna, generalmente se utilizan como herramientas de selección o evaluación preliminar. Los métodos analíticos son especialmente adecuados para la evaluación de activos potenciales cuando los datos son limitados y el tiempo es crítico, o para estudios amplios como una herramienta de preselección si se debe evaluar una gran cantidad de procesos y/o tecnologías. Los métodos analíticos a menudo se desarrollan y promueven en el ámbito académico o interno, sin embargo, también existen paquetes comerciales.
Software
Existen numerosos programas para la simulación de yacimientos. Los más conocidos (en orden alfabético) son:
Código abierto:
BOAST – El simulador Black Oil Applied Simulation Tool (Boast) es un paquete de software gratuito para simulación de yacimientos disponible en el Departamento de Energía de los EE. UU. [1] Boast es un simulador numérico IMPES (presión implícita de diferencia finita-saturación explícita) que primero encuentra la distribución de presión para un paso de tiempo determinado y luego calcula la distribución de saturación para el mismo paso de tiempo isotérmico. La última versión fue en 1986, pero sigue siendo un buen simulador para fines educativos.
MRST – MATLAB Reservoir Simulation Toolbox (MRST) es una caja de herramientas desarrollada por SINTEF Applied Mathematics como una caja de herramientas MATLAB®. La caja de herramientas consta de dos partes principales: un núcleo que ofrece funcionalidad básica y solucionadores monofásicos y bifásicos, y un conjunto de módulos complementarios que ofrecen modelos, visualizadores y solucionadores más avanzados. MRST está pensado principalmente como una caja de herramientas para la creación rápida de prototipos y la demostración de nuevos métodos de simulación y conceptos de modelado en cuadrículas no estructuradas. A pesar de esto, muchas de las herramientas son bastante eficientes y se pueden aplicar a modelos sorprendentemente grandes y complejos. [2]
OPM – La iniciativa Open Porous Media (OPM) proporciona un conjunto de herramientas de código abierto centradas en la simulación del flujo y transporte de fluidos en medios porosos. [3]
Comercial:
INTERSECCIÓN SLB [4]
SLB ECLIPSE – Originalmente desarrollado por ECL (Exploration Consultants Limited) y actualmente propiedad, desarrollado, comercializado y mantenido por Digital and Integration (antes conocida como GeoQuest ), una división de SLB . El nombre ECLIPSE originalmente era un acrónimo de "ECL´s Implicit Program for Simulation Engineering". Los simuladores incluyen petróleo negro, composición, volumen finito térmico y simulación de línea de corriente. Las opciones complementarias incluyen refinamientos de la red local, metano de lecho de carbón, operaciones de yacimientos de gas, pozos avanzados, acoplamiento de yacimientos y redes de superficie. [5]
tNavigator de Rock Flow Dynamics admite simulaciones de petróleo negro, composición y composición térmica, y se acelera tanto con CPU como con GPU en computadoras portátiles, estaciones de trabajo y clústeres de computación de alto rendimiento [6]
ECHELON , de Stone Ridge Technology: un simulador totalmente implícito, el único simulador de yacimientos totalmente acelerado por GPU para formulaciones de petróleo negro. [7]
ESTD Co. RETINA Simulation – RETINA Simulation es un software de simulación de yacimientos de petróleo negro y composicional desarrollado íntegramente por Engineering Support and Technology Development Company (ESTD). [8]
CMG Suite (IMEX, GEM y STARS) – Computer Modelling Group ofrece actualmente tres simuladores: un simulador de petróleo negro, llamado IMEX, un simulador composicional/no convencional llamado GEM y un simulador de procesos térmicos y avanzados llamado STARS. [9]
Sensor , de Coats Engineering, es un simulador de yacimientos composicionales y de petróleo negro desarrollado a principios de los años 90 por el Dr. Keith H. Coats, fundador de la industria de simulación de yacimientos comerciales (Intercomp Resource and Development, 1968). Sensor es el último de muchos simuladores de yacimientos desarrollados por el Dr. Coats.
XXSim es un simulador de yacimientos composicionales de propósito general basado en EOS con formulación totalmente implícita. Permite que cualquier componente aparezca y permanezca en cualquier fase de fluido (acuosa, oleosa y vapor). Puede simplificarse a los módulos de petróleo negro, composicional y térmico convencionales o tradicionales. También puede ampliarse a un simulador térmico totalmente basado en EOS. [10]
Tempest MORE es un simulador de yacimientos que ofrece opciones de petróleo negro, composicionales y térmicas. [11]
ExcSim , un simulador de yacimientos de petróleo negro totalmente implícito, trifásico, 2D y modificado para la plataforma Microsoft Excel [12]
Plano Research Corporation FlowSim es un simulador de yacimiento de petróleo negro y diferencias finitas composicionales, totalmente implícito, de 3 fases y 3D, con LGR, doble porosidad, doble permeabilidad y capacidades paralelas. [13]
ReservoirGrail de GrailQuest emplea un método patentado llamado Balance volumétrico dinámico en el tiempo [14] para simular yacimientos durante la recuperación primaria y secundaria . [15]
DeepSim de Under Palm Trees es un simulador de yacimiento de diferencias finitas, compositivo, trifásico y totalmente implícito para la plataforma de teléfonos y tabletas Android. [18] [19]
TTA/PetroStudies ofrece un simulador de petróleo negro completo, Exodus , con un módulo de coincidencia histórica asistida (Revelations) que puede variar la porosidad/permeabilidad/estructura/capa neta/presión inicial/saturaciones/profundidades de contacto para que coincidan con las tasas/acumulaciones/presiones observadas de los pozos. [20] Revelations ejecuta múltiples casos en computadoras de red compartidas. Exotherm ofrece simulación térmica de SAGD, CSS con flujo de pozo discretizado hasta la superficie.
Meera Simulation es una herramienta híbrida de simulación de yacimientos basada en IA y física para la previsión de producción y la presupuestación de operaciones de Target Solutions LLC. [21]
Solicitud
La simulación de yacimientos se utiliza, en última instancia, para pronosticar la producción futura de petróleo, la toma de decisiones y la gestión de yacimientos. El marco de trabajo de última generación para la gestión de yacimientos es la optimización del desarrollo de campos de ciclo cerrado (CLFD), que utiliza la simulación de yacimientos (junto con geoestadística, asimilación de datos y selección de modelos representativos) para operaciones óptimas de yacimientos.
