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

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.

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.

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)

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.

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.




COLOCACIÓN DE POZOS CON EL MODELADO DURANTE LA PERFORACIÓN:






El Futuro del Modelado