Primera Práctica: Simulación De Reservorios (pp-523a)

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO, GAS NATURAL Y PETROQUÍMICA ESPECIALIDAD DE INGENIERÍA DE PETRÓLEO Y GAS NATURAL

PRIMERA PRÁCTICA 19-06-2020

SIMULACIÓN DE RESERVORIOS (PP-523A)

ALUMNO: TARAZONA PAUCAR BRYAN CÓDIGO: 20150460A PROFESOR: ING. LUIS COLÁN GARCÍA

PRIMERA PRÁCTICA

DATOS: 

Podemos observar el reservorio que simuláremos tiene las siguientes características simulado con grillas de 18*10*6(ver figura 1).

Figura 1 Model grillas 18*10*6 

Con datos de porosidad caracterizada de la siguiente manera (ver figura2):

Figura 2 Por* Kvar* Reservorio Simulado En el reservorio simulado podemos observar: SIMULACION DE RESERVORIOS

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PRIMERA PRÁCTICA      

El reservorio con grillas de 18*10*6. La ubicación de 4 pozos (ver figura 3). La presencia de 2 fallas y 3 bloques. Los pozos 1,2,3 tienen una profundidad hasta la capa 4. El pozo 4 solo tiene una profundidad hasta la capa 3. la capa 1 es el tope y la capa 6 es la base del reservorio simulado.

Figura 3 Representación 2D plano 1

Figura 4 Representación 2D plano 2

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 5 Representación 2D plano 3

Figura 6 Representación 2D plano 4

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 7 Representación 2D plano 5

Figura 8 Representación 2D plano 6

Ahora veremos el espesor de reservorio dándole click en Grid Thickness (ver figura 9) y lo que podemos apreciar en los espesores es que, a lo largo de las capas varia en los pozos, siendo el pozo vertical 1, el que posee más grosor, seguido del pozo 2, luego el pozo 3 y finalmente el pozo 4 con menos grosor de grillas, esto afectará la producción que tengan los pozos.

SIMULACION DE RESERVORIOS

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PRIMERA PRÁCTICA

Figura 9 Seleccionar la opción Grid Thickness

Figura 10 Grosor de Grillas plano 1

Figura 11 Grosor de Grillas plano 2

SIMULACION DE RESERVORIOS

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PRIMERA PRÁCTICA

Figura 12 Grosor de Grillas plano 3

Figura 13 Grosor de Grillas plano 4

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 15 Grosor de Grillas plano 6 Ahora veremos la representación en 3D ya que nos ayudara a ver nuestro reservorio de una forma más amplia.

Figura 16 Representación 3D

SEGUNDA PARTE DE LA SIMULACIÓN – CAMBIO DE POROSIDAD Analizaremos el cambio de porosidad de la data original de la simulación, haremos correr y veremos las variaciones con la prueba de porosidad 10 MAS y con la prueba de porosidad 10 MENOS. SIMULACION DE RESERVORIOS

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PRIMERA PRÁCTICA Entre las diferencias que veremos y haremos algunos análisis son: la producción de petróleo, producción de agua, acumulado de petróleo, entre otros.

Figura 17 Oil rate sc data



Observamos una perturbación entre los años 2008 y 2016 en los demás pozos para la curva con menor porosidad.

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 19 Producción de petróleo vert 2 Figura 18 Producción de petróleo vert 1

Figura 20 Producción de petróleo vert 3

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 21 Producción de petróleo vert 4

Figura 22 Producción de agua vert 1

Figura 23 Producción de agua vert 2 SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 24 Producción de agua vert 3

SIMULACION DE RESERVORIOS

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

La producción de agua en la figura 4 incrementa cuando menor es la porosidad hasta el 2008 donde la curva de producción de agua con menor porosidad sufre una perturbación hasta el 2016

Figura 26 Pozo vertical 1

Figura 27 Pozo vertical 2

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 28 Pozo vertical 3

Figura 29 Pozo vertical 4

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 30 Producción de Pozo 1 con porosidad normal

Figura 31 Producción de Pozo 1 con 10% más de porosidad normal

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 32 Producción de Pozo 2 con 10% más de porosidad normal

Figura 33 Producción de Pozo 3 con 10% más de porosidad normal

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 34 Producción de Pozo 4 con 10% más de porosidad normal

Figura 35 Producción de Pozo 1 con 10% menos de porosidad normal

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 36 Producción de Pozo 2 con 10% menos de porosidad normal

Figura 37 Producción de Pozo 3 con 10% menos de porosidad normal

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 38 Producción de Pozo 4 con 10% menos de porosidad normal Curvas de Petróleo Acumulado  

Observamos que la producción acumulada de petróleo disminuye cuando la porosidad es menor. Además, confirmamos que la producción pronosticada al inicio es la correcta, es decir que el pozo 1 es el que más ha producido seguido de los pozos 2,3 y 4 respectivamente.

Figura 39 Acumulado de petróleo Pozo 1

SIMULACION DE RESERVORIOS

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Figura 42 Acumulado de petróleo Pozo 4 reservoir pore volume: total gas in place: free gas in place: solution gas in place: total oil in place: total water in place: gas cap to oil zone volume ratio: hydrocarbon to aquifer volume ratio: Parámetros de las Simulaciones

3.43638E+07 rm3 2.57334E+08 m3 0.0000 m3 2.57334E+08 m3 1.18196E+07 m3 2.19670E+07 m3 0.0000 rm3/rm3 3.72038E-05 rm3 /rm3

1. Simulación Normal: 2. Simulación con 10% más de Porosidad: reservoir pore volume: total gas in place: SIMULACION DE RESERVORIOS

3.78002E+07 rm3 2.83067E+08 m3 19

PRIMERA PRÁCTICA free gas in place: solution gas in place: total oil in place: total water in place: gas cap to oil zone volume ratio: hydrocarbon to aquifer volume ratio:

0.0000 m3 2.83067E+08 m3 1.30016E+07 m3 2.41637E+07 m3 0.0000 rm3/rm3 4.09239E-05 rm3 /rm3

3. Simulación con 10% menos de Porosidad: reservoir pore volume: total gas in place: free gas in place: solution gas in place: total oil in place: total water in place: gas cap to oil zone volume ratio: hydrocarbon to aquifer volume ratio:

SIMULACION DE RESERVORIOS

3.09274E+07 rm3 2.31601E+08 m3 0.0000 m3 2.31601E+08 m3 1.06376E+07 m3 1.97703E+07 m3 0.0000 rm3/rm3 3.34836E-05 rm3 /rm3

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