TRABAJO ESPECIAL DE GRADO
Evaluación de permeabilidades
relativas trifásicas
(teóricas/experimentales) en la
simulación numérica del proceso
AGA con nitrógeno inmiscible en el
yacimiento C2/VLE-305, Lago de
Maracaibo.
Julio, 2003
Presentado por:
Gilmar Párraga
CONTENIDO
Objetivos
Localización del LIC Lagocinco
Conceptos Básicos
Metodología del trabajo
Discusión de Resultados
Conclusiones
Recomendaciones
Julio, 2003
OBJETIVO GENERAL
Evaluar el impacto de los Modelos de estimación de
permeabilidades
relativas
trifásicas
y
datos
de
permeabilidades relativas trifásicas experimentales sobre las
predicciones de los fluidos de producción (petróleo, agua y gas)
durante un proceso de inyección agua - gas alternada (AGA) con
nitrógeno inmiscible a partir de un estudio de simulación
numérica en el Laboratorio Integrado de Campo (LIC)
Lagocinco del yacimiento C2/VLE-305 (Bloque V, Lamar).
Julio, 2003
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
• Analizar las predicciones de los fluidos de producción
durante un proceso AGA con nitrógeno inmiscible, a través del
simulador numérico ECLIPSE 100, utilizando los Modelos de
estimación de permeabilidades trifásicas: Stone I y Stone II.
• Comparar los resultados obtenidos en la predicción de
fluidos de producción utilizando datos de permeabilidades
relativas trifásicas experimentales vs modelos de estimación
de permeabilidades relativas trifásicas, durante un proceso de
inyección AGA con nitrógeno inmiscible.
• Determinar la influencia de los efectos de histéresis y gas
atrapado en el proceso de inyección AGA con nitrógeno
inmiscible.
Julio, 2003
LOCALIZACIÓN DEL LIC LAGOCINCO
LIC LAGOCINCO
Leyenda:
Pozos Productores
LAGO DE MARACAIBO
Pozo Observador
Pozo Inyector
N
BLOQUE V
LAMAR
I
II
VII
-1
XIII
26
00
500
'
1254
1220
-1
1256
'
00
'
378
22
1249
00
'
346
'
'
1460
'
'
00
000
28
-1 3
-1 2
'
1458
22
334
26
'
6 5 3 -1
24
0
616
691 0'
472
1001
1 1 3 8 -1 2 2
00'
1200
357st
7 2 01 0 6 9 6 6 6
3 5 7- 1 2 3
558
621
00'
1113
1067
00'
-1 2 4
00'
4
2
1
676
437 708
665
0 9 2 0'
099
0
5
2
1093
-1
1161
24
'
00
00
773
00
746
339
0'
23
'
'
30
370
370st
-1
700
-1 2
-1
713
'
1414
1437
575
575A
346st
00
1459
1453
-1
1407 1404
1463
1452
1464
'
1211
00
00
23
-1
1302
1451
'
1410
1448A
1403
1109
343
-1 2
200
768
0'
1020
'
1415
998
0'
305
01018
1645
369
692
687
-1 2 6 0 0 '
424
212
664
-1 2 7 0 0 '
-1 3 1 0
0'
0'
690A
690
1609
373
1657
-1 3 0 0 0 '
-1
-1
25
'
24
00
6 5 6- 1
611
24
00
'
878
733
29
00
689
'
489
'
1638
00
-1
-1 2
500
514
'
107
1639
101
102
800
-1 3
-1 2
106
'
200
-1
'
-1
2
3
9
0
0
0
105 104
0
0
'
'
1819
1825
-1 2
70
0'
-1 2
60
'
30
-1 2 4 0
00
12
1168
30
1 4 1 2-
1605
743
-1
1413
1640
-1 3 2 0
00
-1
'
28
00
31
00
-1
31
-1
25
1229
-1
1255
25
'
-1
1461
1206
1 2 4 3 (S T )
1 2 4 3 -1
'
0
0
0
-1
27
00
'
0'
103
-1
28
00
'
-1
29
00
YAC. C2/VLE-305
0
5
00
2
1123
9
1122
2
00'
1247
-1
28
-1 2 4
1118
-1
-1 2
1150
-1
'
926
1133
-1
XI
V
935
00
V
IIIIV
29
VI
-1
XIVXII
IX X VIII
'
Características del yacimiento.
• Permeabilidad: 250mD (promedio).
• Bajo inyección de agua desde 1990.
• Altamente depletado.
• Factor de recobro: 25-40%.
• Crudo de 32°API (promedio).
• Profundidad: 12500´.
• Temperatura: 236°F.
• Presión inicial: 5400lpca.
• Presión actual: 1500lpca (área piloto).
Julio, 2003
CONCEPTOS BÁSICOS
1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios
3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas:
Stone I y Stone II.
Julio, 2003
CONCEPTOS BÁSICOS
1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios
3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas:
Stone I y Stone II.
Julio, 2003
Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
• Métodos convencionales: inyección continua de agua y gas.
• Se formula la inyección AGA para:
 Disminuir las relaciones de movilidad G/P y A/P.
 Mejorar del perfil de inyección.
 Reducir la saturación de petróleo residual mediante los efectos
de gas atrapado e histéresis.
INYECCIÓN CONTINUA
TAPON
INYECCIÓN AGA
PETRÓLEO
AGUA
RECOBRO
Recobro
PETRÓLEO
P
E
T
R
O
L
E
O
TAPON
TAPON
TAPON
TAPON
TAPON
AGUA
TAPON
Frente Estable
Frente Inestable
AGUA
RECOBRO
Julio, 2003
CONCEPTOS BÁSICOS
1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios
3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas trifásicas:
Stone I y Stone II.
Julio, 2003
Diagramas Ternarios.
Diagramas Ternarios
o Triangulares.
o Sistemas trifásicos.
Kr 3F
o Curvas Isopermas
Julio, 2003
Diagramas Ternarios.
sin petróleo
100% Agua
Sw = 1
100% Gas
Sg = 1
sin agua
sin gas
sin gas
100% Petróleo, So = 1
Julio, 2003
Diagramas Ternarios.
G
Diagrama Ternario
P
W
100% Gas
Sg = 1
100% Agua
Sw = 1
100% Petróleo
So = 1
Julio, 2003
Diagramas Ternarios.
Proceso de inyección AGA
CICLO 1
krg
Inyección de agua
(imbibición)
Inyección de gas
(drenaje)
100% Agua
Sw = 1
P+G+A
100% Gas
Sg = 1
G+P(A)
Swi
100% Petróleo, So = 1
Julio, 2003
Diagramas Ternarios.
Proceso de inyección AGA
krg
CICLO 2
100% Agua
Sw = 1
G+P(A)
P+G+A
100% Gas
Sg = 1
Swi
100% Petróleo, So = 1
Julio, 2003
CONCEPTOS BÁSICOS
1.- Inyección Alternada Agua-Gas (AGA).
2.- Diagramas Ternarios
3.- Modelos de estimación de permeabilidades relativas
trifásicas: Stone I y Stone II.
Julio, 2003
Modelos de estimación de permeabilidades relativas
trifásicas: Stone I y Stone II
• Las simulaciones numéricas generalmente involucran sistemas en
los cuales existen flujos trifásicos.
• Estiman a partir de datos de Kr bifásicas la permeabilidad
relativa del petróleo trifásica: Stone I y Stone II.
Distribución
• Teoría de flujo de canales.
Krg (2F) = Krg(3F)
a
petróleo
r
g
Krw (2F) = Krw(3F)
Kro (3F) = f(Sw, Sg)
Julio, 2003
Modelos de estimación de permeabilidades relativas
trifásicas: Stone I y Stone II
• Modelo de Stone I.
 K row
K ro ( S w , S g )  S  
1 S *
w

*
o
  K rog

 1 S *
g
 
*
S o  S om
1  S wc  S om
SW 
*
So mínima 3F
g
w
So 




S w  S wc
1  S wc  S om
S 
*
g
Sg
1  S wc  S om
• Modelo de Stone II.
K ro  K rw  K rg  ( K row  K rw )  ( K rog  K rg )
w
g
Kro negativas = nulas
K ro  ( K row  K rw )  ( K rog  K rg )  ( K rw  K rg )
Los modelos de Stone no pueden reproducir fielmente
el efecto de histéresis en las curvas de Kr.
Julio, 2003
METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación.
2.- Esquema del proceso de inyección AGA.
3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según
el método de Corey.
4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de
permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación
numérica.
5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso
de inyección AGA.
6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios.
Julio, 2003
METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación.
2.- Esquema del proceso de inyección AGA.
3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según
el método de Corey.
4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de
permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación
numérica.
5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso
de inyección AGA.
6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios.
Julio, 2003
Modelo de Simulación.
• Malla: 16x20x24 = 7680 celdas
• Unidades:
C23-U, C23-M y C23-L
• El cotejo histórico se realizó
mediante tasas de producción de
campo de (Qo, Qw y Qg).
• Predicción desde
hasta Feb. 2005
• Formas de control:
- Pozos Productores: Qliq.
THP
- Pozos Inyectores: Qiny yac.
BHP
Dic.
2001
1000BN/D (VLE-0773), 500BN/D
100 lpca.
3000BY/D y 500BY/D
6000 lpca.
Julio, 2003
METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación.
2.- Esquema del proceso de inyección AGA.
3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según
el método de Corey.
4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de
permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación
numérica.
5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso
de inyección AGA.
6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios.
Julio, 2003
Esquema del proceso de inyección AGA.
Pozo Inyector
Pozo Productor
1er Ciclo de inyección
AGA
3er
Tapón
2o
Tapón
1er
Tapón
N2
Agua
N2
Agua
Agua
N2
Agua
N2
Unidad C-23U
Petróleo
4o
Tapón
Unidad C-23L
Julio, 2003
METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación.
2.- Esquema del proceso de inyección AGA.
3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según
el método de Corey.
4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de
permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación
numérica.
5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso
de inyección AGA.
6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios.
Julio, 2003
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el
método de Corey.
Método de ajuste de Corey
4
1
0.9
3 .5
0.8
3
L og( Krw )
0.7
Krw
0.6
0.5
0.4
2 .5
2
D e sv ia ción = 0 .9 5 1 3
1 .5
0.3
1
0.2
0 .5
0.1
0
0
0.2
0.4
0.6
Sw
Krw
0.8
0
0
0 .2
0 .4
0 .6
0 .8
1
1 .2
L og( S w n)
Kro w
L o g d e Krw vs L o g d e Sw n
Te n d e n cia lin e a l
Julio, 2003
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según el
método de Corey.
K rw  K rwpf * ( S wn )
Nw
Sistema agua-petróleo
K row  ( Sonw )
No w
K rg  K rgpf * S gn 
Ng
Sistema gas-petróleo
K rog  ( S ong )
Nog
Julio, 2003
METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación.
2.- Esquema del proceso de inyección AGA.
3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según
el método de Corey.
4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de
permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación
numérica.
5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso
de inyección AGA.
6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios.
Julio, 2003
Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación
incluyendo el efecto de histéresis
• Modelos
de estimación Stone I y Stone II sin efecto de histéresis.
Se necesitan datos bifásicos de Kr para los sistemas bifásicos.
Sistema agua-petróleo: Imbibición Sw
Sistema gas-petróleo: Drenaje Sg
So
Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación
incluyendo el efecto de histéresis
• Modelos de estimación Stone I y Stone II incluyendo el efecto de
histéresis: Carlson, Land y Killough.
Se necesitan datos de Kr:
Sistema agua-petróleo: Imbibición y Drenaje
Sistema gas-petróleo: Imbibición y Drenaje
Sistema agua-petróleo: Imbibición
Sistema gas-petróleo: Drenaje
Generación de datos empleando el
modelo de Carlson
Sólo aplica para generar datos
de imbibición a partir de datos
de drenaje
Generación de datos a través de
datos existentes (mojabilidad
K=245mD y Ø=25%)
Datos insuficientes
Modelos de Stone normalizados por Aziz & Settari
Julio, 2003
METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación.
2.- Esquema del proceso de inyección AGA.
3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según
el método de Corey.
4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de
permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación
numérica.
5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso
de inyección AGA.
6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios.
Julio, 2003
Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del
proceso de inyección AGA.
Inyección
continua de
agua
Qiny. = 3000 BY/D
Qiny. = 5000 BY/D
Inyección
AGA
Datos experimentales
trifásicos
Inyección
continua de
gas
Qiny. = 3000 BY/D
Stone I
Stone II
Evaluar las bondades del Proceso AGA en comparación
con los métodos convencionales.
Julio, 2003
METODOLOGÍA DEL TRABAJO
1.- Modelo de Simulación.
2.- Esquema del proceso de inyección AGA.
3.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas Bifásicas según
el método de Corey.
4.- Evaluación de la aplicabilidad de los modelos de estimación de
permeabilidades relativas trifásicas al modelo de simulación
numérica.
5.-Sensibilidades realizadas en el Modelo de Simulación del proceso
de inyección AGA.
6.-Generación y análisis de Diagramas Ternarios.
Julio, 2003
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas
según el Método de Corey.
2.- Diagramas Ternarios.
3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Julio, 2003
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas
según el Método de Corey.
2.- Diagramas Ternarios.
3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Julio, 2003
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas
según el Método de Corey.
Sistema agua-petróleo:
0
-1 .5
-1
-0 .5
0
0
-1
- 0 .8
- 0 .6
- 0 .4
- 0 .2
0
-0 .5
- 0 .5
Lo g (Kr o w )
L o g (K r w )
-1
D e s v i a c i ó n = 0 .9 9 1 1
-1 .5
-2
D e s v i a c i ó n = 0 .9 9 9
-1
- 1 .5
-2 .5
-2
-3
- 2 .5
-3 .5
Lo g (Sw n)
L o g K rw v s L o g S w n
Lo g(So nw )
T e n d e n c ia L in e a l
L o g K ro w v s L o g S o n w
Nw = 2.2115
T e n d e n c ia L in e a l
Now = 2.6763
Krwpf =0.2345
K rw
 S w  0.175 
 0.2435 * 

 0.575 
2.2115
K row 
 S o  0.25 


 0.575 
2.6763
Julio, 2003
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas
según el Método de Corey.
Sistema gas-petróleo:
0
-1
-0.8
-0.6
-0.4
-0.2
0
0
-0 .5
-0.5
-0 .4
-0 .3
-0 .2
-0 .1
-1
-0 .4
Desviación = 0.9945
Lo g (K r og )
Log (Krg)
0
-0 .2
-1.5
-2
D e s v ia c ió n = 0 .9 9 2 7
-0 .6
-0 .8
-1
-2.5
-1 .2
-3
-1 .4
-3.5
-1 .6
Log (Sgn)
Log Krg vs Log Sgn
Tendencia Lineal
Lo g (So ng)
Dato descartado
L o g K ro g v s L o g S o n g
Ng = 2.7354
Krgpf =0.3086
K rg
 Sg 

 0.3086 * 
 0.575 
T e n d e n c ia L in e a l
Nog = 2.4453
2.7354
K rog
 S o  0.25 


 0.575 
2.4453
Julio, 2003
Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas
según el Método de Corey.
Curvas bifásicas ajustadas según Corey
Sistema agua-petróleo
Sistema gas-petróleo
1
1
0 .8
0 .6
0 .6
Kr
Kr
0 .8
0 .4
0 .4
0 .2
0 .2
0
0
0
0 .2
0 .4
Sw
0 .6
0 .8
K ro w e x p
K rw e x p
K ro w A ju s t a d a
K rw A ju s t a d a
1
0
0 .2
0 .4
0 .6
0 .8
1
So
K ro g e x p
K ro g A ju s t a d a
K rg e x p
K rg A ju s t a d a
Julio, 2003
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas
según el Método de Corey.
2.- Diagramas Ternarios.
3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Julio, 2003
Diagramas Ternarios.
Som = 25%
Stone I normalizado por
Aziz & Settari
Som = 30-35%
Stone II normalizado por
Aziz & Settari
Julio, 2003
Datos trifásicos experimentales
100%
Gas
100%
Agua
Swi
100%
Petróleo
Diagramas Ternarios: comparación de datos trifásicos
experimentales vs modelos de estimación.
Isopermas estimadas por
Stone I
Datos experimentales
Datos experimentales
1
1
0.7122
0.7122
0.5065
0.5065
0.4371
0.4371
0.3467
0.3467
0.2384
0.1056
0.2384
0.0483
0.0483
0.0212
0.0212
0.0078
0.0078
0.1056
0.0048
0.0048
0.0019
0.0019
0
0
0.001
Isopermas estimadas por
Stone II
0.005
0.001
0.05
Producción de petróleo :
Datos experimentales > Stone I > Stone II
Julio, 2003
DISCUSIÓN DE RESULTADOS
1.- Ajuste de curvas de permeabilidades relativas bifásicas
según el Método de Corey.
2.- Diagramas Ternarios.
3.- Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Julio, 2003
Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Factor de recobro
Qginy= 3000 BY/D
Experimentales
Qwiny= 3000 BY/D
Qwiny= 5000 BY/D
Stone I
Stone II
Julio, 2003
Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Corte de agua
Qwiny= 5000 BY/D
Qwiny= 3000 BY/D
Stone II
Experimentales
Qginy= 3000 BY/D
Stone I
Julio, 2003
Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Relación gas-petróleo
Qginy= 3000 BY/D
Stone II
Qwiny= 5000 BY/D
Experimentales
Stone I
Julio, 2003
Impacto de la permeabilidad relativa en la simulación
numérica del proceso de inyección AGA en el yacimiento
C2/VLE-305.
Resultados de producción total de fluidos
Sensibilidades
Petróleo (MBN) Agua (MBN) Gas (MMPCN)
AGA-Experimental
5382
1276
AGA-Stone I
5331
AGA-Stone II
5318
1354
Iny. continua de agua
(3000BY/D)
4918
1756
Iny. continua de agua
(5000BY/D)
4438
2235
7066
Iny. continua de gas
(3000BY/D)
5411
999
27029
51.000BN
63.000BN
1338
480.000 BN
16414
18587
480.000BN
20028
10615 MMPCN
11291
Julio, 2003
CONCLUSIONES
• Los modelos de Stone I y II, subestiman la permeabilidad relativa
trifásica del petróleo a bajas So.
• En las zonas de baja So (diagramas ternarios), el modelo de Stone
II, reporta permeabilidades menores a las estimadas por Stone I.
• En la zona de alta So (diagramas ternarios), los modelos de Stone
presentan aproximadamente el mismo comportamiento.
• El modelo que mejor representa nuestros datos experimentales de
permeabilidad relativa del petróleo trifásica es el modelo de
Stone I.
• El Método de Corey permite ajustar datos de permeabilidades
relativas experimentales bifásicas.
Julio, 2003
CONCLUSIONES
Los resultados de la simulación numérica del proceso de inyección AGA
empleando los datos de Kr trifásicas experimentales, concluye que:
• Los modelos de Stone subestiman la producción de petróleo y
sobrestiman la producción de agua y gas.
• Comparado a un proceso de inyección continua de agua,
permite aumentar la producción de petróleo y disminuir la
producción de agua.
• Respecto a un proceso de inyección continua de gas, presenta
aproximadamente la misma producción de crudo.
RECOMENDACIONES
• En caso de no poseer datos de permeabilidades relativas
trifásicas experimentales al momento de realizar una simulación
numérica que presente flujos trifásicos a bajas So, se recomienda
utilizar el modelo de Stone I.
• Realizar pruebas de Kr de imbibición y drenaje para los sistemas
bifásicos con el fin poder evaluar la respuesta de los modelos de
Carlson, Killough y Land.
• Al emplear el Método de Corey se debe utilizar la mejor
tendencia lineal en la selección de los datos experimentales
confiables.
• Actualizar el cotejo histórico del modelo de simulación numérica
con los datos de producción de los últimos ciclos de la inyección
AGA realizados en campo.
Julio, 2003
Julio, 2003
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