SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226”CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU - INGRE CAPITULO I INTRODUCCION En la materia de Simulación Matemática de reservorios de la Carrera de Ingeniería Petrolera de la Universidad Autónoma “Gabriel René Moreno” se cuenta con softwares de simulación de reservorios el cual ayuda al buen entendimiento de los procedimientos necesarios para la simulación de reservorios hidrocarburifero, para lo cual el BOAST98 es la herramienta ideal para complementar con la parte práctica de la Simulación de Reservorios. Por lo tanto en el presente trabajo describiremos brevemente el método de cálculo de las reservas y sus metodologías para la recuperación de petróleo por diferentes casos y realizar la evaluación económica del proyecto petrolero y los principales índices de rentabilidad utilizados también se mostrara una aplicación práctica, evaluación del desarrollo explotación, de las reservas de Petróleo y Gas, del Campo Monteagudo –Tacurú mediante el simulador BOAST 98. El Campo Monteagudo está situado en la provincia Hernando Siles del Dpto. de Chuquisaca, 15 Km. Al Sudeste del poblado del mismo nombre y a 40 Kms. al Oeste de Camiri. El yacimiento más importante del Campo Monteagudo, está constituido por las arenas, Ingre y Piraimiri de la formación Tacurú, existiendo en total diez niveles arenas de cual basaremos para el estudio tres capas de la arena Ingre. 1 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU - INGRE CAPITULO II PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA. Para el mejor desarrollo de proyecto y obtener el mayor recobro de petróleo se hara simulaciones con el BOAST98 para varios escenarios para ver con cual se obtiene un mayo factor de recobro: CASO A: Recuperación por primaria con 6 pozos productores. CASO B: Recuperación por primaria con empuje hidrostático activo en la capa inferior. CASO C: Recuperación por secundaria del modelo base (CASO B) por inyección de agua. CASO D: Recuperación por secundaria del modelo base (CASO B) por inyección de gas. Se realizara el estudio de recuperación secundaria a partir del caso B ya que tiene una presión de reservorio mayor, ya que en el caso A la presión del reservorio se depleta completamente y no se llega a demostrar el mejoramiento del recobro de petróleo con lo métodos de recuperación secundaria. 2 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU - INGRE OBJETIVOS GENERAL Simular comportamiento del reservorio INGRE del CAMPO MONTEAGUDO y ver las diferentes alternativas de producción utilizando el simulador BOAST98. ESPECÍFICOS Construir los mapas del reservorio (mapa estructural, espesores, neto permeable, poroso, saturación de agua). Estructurar la grilla en base a nuestro mapa estructural. Introducir los datos petrofísicos del reservorio y los datos PVT de los fluidos en el modelo de simulación. Elegir diferentes alternativas de producción para realizar la comparación entre ellas, ubicando los pozos de desarrollo en la grilla diseñada. Utilizar el simulador boast98 para estimar el comportamiento del reservorio en función a los datos introducidos para las diferentes alternativas de producción. Realizar el cálculo de los indicadores económicos más importantes (VAN y el RUI) para comparar los beneficios económicos que implican cada alternativa de producción. Elegir la mejor alternativa de producción y justificar esa elección. JUSTIFICACION. La importancia de este trabajo es que permitirá hacer un estudio, por medio de la simulación, de los mejores escenarios posibles para así poder obtener una mejor producción y recobro de petróleo. 3 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU - INGRE CAPITULO III MARCO TEÓRICO SIMULACION DE RESERVORIOS Simular el comportamiento de un reservorio petrolífero, se refiere a la construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento asume la apariencia de la conducta actual del yacimiento, el mismo que puede ser físico o matemático. Un modelo matemático es simplemente un conjunto de ecuaciones que, sujetas a ciertas condiciones, describe el proceso físico activo en el reservorio. A pesar que el modelo por si mismo carece de la realidad de un campo de gas o de petróleo, el comportamiento de este, asume la apariencia del periodo productivo del yacimiento. El propósito de la simulación es estimar el comportamiento de un campo bajo variedades de esquemas de producción. Mientras el campo puede producir una sola vez, y a costos considerables un modelo puede producir o “correr” muchas veces a un costo mucho menor y en un periodo de tiempo mas corto. Observaciones del comportamiento del modelo bajo diferentes condiciones de producción ayudaran en la selección de un conjunto optimo de condiciones de operación. MECANISMO DE PRODUCCION PRIMARIA Y SECUNDARIA. Entre los mecanismos de producción del yacimiento se encuentran la etapa primaria y secundaria. La etapa primaria resulta del desplazamiento por la energía natural existente del yacimiento. La secundaria se usa después de la declinación de la producción primaria, y consiste en la inyección de agua o la inyección de gas. 4 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU - INGRE MECANISMO DE PRODUCCIÓN PRIMARIA GAS EN SOLUCIÓN. El primer mecanismo de empuje primario es por gas en solución. Cuando la presión del yacimiento está por encima de la presión de burbuja, permite que el gas que esté disuelto en el petróleo se expanda, por lo que a medida que declinando la se presión vaya producirá una expansión del petróleo con el gas disuelto, lo que provocará que el fluido sea empujado hacia los pozos productores. EMPUJE POR AGUA. Este mecanismo se produce cuando la presión del yacimiento empieza a declinar, lo que crea un diferencial de presión por el contacto agua petróleo, esto permite que el acuífero invada al yacimiento de petróleo, ocasionando una intrusión de agua, lo cual ayuda a mantener la presión del yacimiento y hace un desplazamiento inmiscible del petróleo en la parte invadida 5 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO El petróleo se va a la base del yacimiento debido a la permeabilidad vertical. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . sino que hay una capa de gas inicial.INGRE CAPA DE GAS El empuje producto por la capa de gas. se debe a una declinación de la presión. Por segregación gravitacional Este mecanismo se da cuando el gas libre se mueve hacia el tope del yacimiento a medida que se produce el petróleo. 6 UNIV. por lo tanto el gas en el yacimiento no sólo se encuentra disuelto en él. la cual debe ser alta y así permite que las fuerzas gravitacionales sean mayores a las fuerzas viscosas dentro del yacimiento.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . la cual origina la expansión de la capa de gas. Este tipo de mecanismo se da en algunos yacimientos donde la presión inicial del yacimiento es igual o menor a la presión de burbuja. ya sea por recuperación primaria.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . conduce a una subsidencia en la superficie del terreno. Este incremento de presión entre los granos causará que el yacimiento se compacte y esto. esto es posible porque. MECANISMO DE PRODUCCIÓN SECUNDARIA Durante la vida productiva de un yacimiento el petróleo puede ser extraído. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . a su vez. El factor que regula el grado de compactación es la compresibilidad de los poros (Cf). Los métodos convencionales son: Inyección de Agua Inyección de Gas Se han utilizado otros métodos de recobro los cuales no resultan rentables y por eso aun en día los métodos de recobro principales son los antes mencionados. También. en la cual se aprovecha la energía inicial del yacimiento. la presión del yacimiento se mantiene constante y en algunos casos aumenta. y consecuentemente un incremento en la presión de los granos. al inyectar agua. Estos métodos se usan para poder aumentar la energía inicial que posee el yacimiento y en consecuencia aumentar el recobro del mismo.INGRE POR COMPACTACIÓN La expulsión de líquido o gas del yacimiento. el agua permite el 7 UNIV. causa una reducción en la presión de los fluidos dentro de los poros. o usando métodos de recuperación secundaria o mejorada. Todos los yacimientos conllevan un elemento del empuje por compactación. Inyección de agua Este método consiste en inyectar agua en la estructura más profunda del yacimiento con el objeto de incrementar la producción de petróleo. que resulta del agotamiento de la presión. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas deferentes: A. Inyección periférica. 8 UNIV. De acuerdo a la ubicación de los pozos inyectores y productores. Figura 4.INGRE desplazamiento del crudo y así aumenta la recuperación. La ventaja de la inyección de agua es que permite una buena eficiencia de desplazamiento. Inyección periférica o externa: consiste en inyectar agua fuera de la zona de petróleo. en los flancos del yacimiento. Tipo de inyección de agua.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna. Tipos de inyección de gas. El gas no sólo desplaza al petróleo sino que también reduce su viscosidad. sin capa de gas inicial y donde no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. FIG.INGRE B. El gas inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado. ARREGLO FIVE SPOT Inyección de gas Esto consiste en inyectar gas en el yacimiento. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos (petróleo/gas). Se aplica por lo general en yacimiento con empuje por gas en solución. 9 UNIV.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . Inyección en arreglos o dispersa: consiste en inyectar agua dentro de la zona de petróleo. con lo que el crudo fluye más rápido a una presión dada. ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores. Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales: Inyección de Gas Interna o dispersa: Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de la zona de petróleo. SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . bien sea primaria o secundaria. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . 10 UNIV.INGRE Inyección de gas externa: se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas . 9 0.5 1 1 40 2 3 4 4 2 2 1. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO 4014 0.02 1.20 2.57 22.20 5.57 0. la gravedad específica del petróleo. γ g.12 72.30 52.52 0.72 3. y la cantidad de gas disuelto en el crudo.01 0.60 2.90 5.78 1. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación.30 1.01 0. RESULTADOS PVT PRESION DE BURBUJA (PSI) VISCOSIDAD DEL PETROLEO (CP) FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (BBL/BF) 11 UNIV.05 0.03 0.21 34.88 1.09 58.82 20.08 44.89 46.60 3.INGRE CAPITULO IV CARECTERIZACION DE LOS FLUIDOS CROMATOGRAFÍA componentes porcentaje normalizado H2O CO2 N2 C1 C2 C3 iC4 nC4 iC5 nC5 C6 C7+ 0. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura.17 110.65 1.07 44.81 100 fraccion PM Pmcomp 0.00 Pma= 0.02 3.04 0.15 72.509 1.695 .03 0. la gravedad específica del gas.12 58.22 0.15 86. Rs.01 0.02 2.02 16.36 8.26 PRESIÓN DEL PUNTO DE BURBUJA Se denota como Pb.04 30.34 0.03 0.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .05 0.60 1.01 28. γ o.02 0. Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular.88 1.4 16 76. 5 barriles de petróleo en el yacimiento. Se define como el volumen de petróleo (más su gas en solución) en el yacimiento. De otro modo. Las burbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja se alcanza. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producida como un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa de gas. Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presión en el punto de burbuja.1 Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja Subsaturados. Este yacimiento bifásico consiste de una zona gaseosa supra yaciendo una zona líquida.5 B/BF significa que para tener un barril de petróleo en superficie (Barril Fiscal.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . BF) se requiere 1. al pasar el petróleo de yacimiento a superficie sufre disminución en presión y temperatura y ocurre liberación de gas presente en el líquido (petróleo). el valor de ßo será mayor de la unidad debido al gas que entra en solución. Contrariamente. Lógicamente. ßo = 1. Por ejemplo. Eventualmente. Inicialmente solo se presenta la fase líquida. requerido para producir un barril de petróleo medido a condiciones de superficie. Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión en el punto de burbuja. Saturados. 12 UNIV. Puesto que la composición del gas y el crudo son completamente diferentes. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o no retrógrada. Este proceso conduce a una merma del volumen de petróleo del yacimiento al pasar a superficie. el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa de depleción permanece mucho crudo en el yacimiento. el gas librado empieza se aglutina hasta tener condiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales. 1. estas pueden representarse por diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o en composición.INGRE 1.2 Factor volumétrico de formación del petróleo Se denota por Bo o ßo. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . al aumentar la presión. disminuye Rs • API. al aumentar la temperatura. Rs. razón gas disuelto y relación gas petróleo.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .INGRE 1. temperatura. se obtiene el Rs en el punto de burbuja (Rsb). Rs. son: • Presión. aumenta Rs • Temperatura. También se le denomina solubilidad del gas en petróleo.3 Gas en Solución Se denota como Rs. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . que se disuelven en un barril de petróleo. también medido a condiciones de superficie. Se define como la cantidad de gas medido a condiciones de superficie. 13 UNIV. Los factores que afectan la solubilidad del gas en el petróleo. γ g. Por encima de la presión de Burbuja. al aumentar la gravedad API. aumenta Rs El gas en solución. se calcula en función de la presión. el Rs es constante e igual a Rsb. gravedad API y gravedad específica del gas. RGP (en inglés GOR). Si la presión es mayor o igual que la presión del punto de burbuja. 7 1014.80 1.295 1.565 1.00 Rs (SCF/STB) 1 120 250 410 730 850 990 1270 1270 .400 0.800 0.7 3014.7 2014.15 1.00 0.7 4014.900 0.700 0.65 1.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .600 0.4 Permeabilidad relativa PERMEABILIDAD RELATIVA PERMEABILIDAD RELATIVA 1.435 1.200 0.5 1.INGRE PRESION (PSI) 14.000 AGUA PETROLEO 0.7 264.20 0.40 0.7 5400 Bo (RB/STB) 1 1.300 0.7 514.207 1.500 0. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO 0.000 0.60 SATURACION DE AGUA 14 UNIV.7 2514.100 0.695 1. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .1 MODELO ESTATICO 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.INGRE CAPITULO V 2. MODELO DEL YACIMIENTO 2. Este comprende los siguientes modelos: Geológico Estratigráfico Estructural Caracterización de Fracturas Petrofísico Geoestadístico 15 UNIV.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . limites. ambiente de sedimentación. como puede ser la obtenida por métodos sísmicos o por otro tipo de estudios geológicos de la zona.INGRE Son los que nos permiten una mayor conceptualización de los yacimientos. Los métodos estadísticos buscan estimar la distribución de los parámetros a lo largo de todo el yacimiento conocidos los valores en los pozos. se evalúa la incertidumbre del modelo y se confirman los hidrocarburos recuperables. pruebas de laboratorios. los modelos estático son aquellos que no varían en función del tiempo. con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo óptimo del campo. La caracterización estática de un yacimiento de hidrocarburos consiste en generar un MODELO GEOLÓGICO del yacimiento basado en la integración de la información: GEOFÍSICA. continuidad vertical y lateral de las arenas o carbonatos.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . Debido a que es posible crear muchos modelos geológicos escalados equivalentes usando el modelado estocástico. litología y límites de la roca. porosidad. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . registro de pozos. Por otra parte con los métodos estocásticos (basados en información estática) se consigue crear mapas de los parámetros en el área del yacimiento que tienen la misma probabilidad de ser correctos en función de criterios basados en la información conocida. de forma que se ajusten al resto de información que se tiene de la zona donde se encuentra el yacimiento. 16 UNIV. petrofísica de los lentes. PETROFÍSICA. espesor. Por supuesto. La generación de un MODELO ESTÁTICO se hace basada en información previa (estática). no va a ajustar los datos de producción en los pozos. cimas. la gran mayoría de ellos. como es el caso de permeabilidad. fallas. análisis de núcleos. entre otros. Esta información previa se consigue a partir de la interpretación de datos sísmicos 2D y 3D. Por ello la caracterización es una etapa muy importante en el plan de explotación de un yacimiento de hidrocarburo. GEOLÓGICA Y DE INGENIERÍA. SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .INGRE 17 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . 5 10 13 13 10 4 1 3 1 1 4 4 4 7 10 10 7 7 7 7 7 7 7 7 4 1 2 0 1 1 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 1 1 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 18 UNIV.INGRE Mapa Espesor total (Gross) 24 0 0 0 0 0 0 0 0 4 4 4 4 4 4 4 4 0 0 23 0 0 0 0 0 0 0 7 13 13 13 13 10 10 7 7 1 0 22 0 0 0 0 0 1 4 10 13 13 13 15 16 19 16 16 4 0 21 0 0 0 0 1 1 4 10 13 13 13 15 16 22 22 19 13 7 20 0 0 0 0 1 1 4 7 10 13 15 15 19 22 25 19 13 10 19 0 0 0 0 1 1 4 7 10 13 13 15 19 25 25 22 16 7 18 0 0 0 1 1 1 4 7 10 13 13 16 19 25 25 22 16 7 17 0 0 1 1 1 4 4 7 10 13 13 16 22 22 22 19 13 7 16 0 0 1 1 4 4 7 10 13 16 16 16 19 22 22 16 10 4 15 0 1 1 1 4 4 7 10 16 16 16 16 16 16 16 13 4 0 14 1 1 1 1 4 4 4 7 13 16 16 16 15 13 10 0 0 0 13 1 1 1 4 4 4 4 4 7 10 13 13 13 13 10 4 1 0 12 1 1 1 4 7 7 10 10 10 8 13 13 13 13 13 7 1 1 11 1 1 1 4 7 7 10 10 10 8 13 13 13 13 13 7 1 1 10 1 1 4 7 10 13 16 16 13 11 13 13 16 16 16 7 1 1 9 1 1 4 7 13 16 19 13 16 13 13 13 13 16 16 10 4 1 8 1 1 4 7 13 19 28 25 19 13 13 13 16 16 16 13 7 1 7 1 1 4 7 13 19 25 22 19 13 10 13 16 16 16 13 7 1 6 1 1 4 7 10 16 19 19 16 10 10 13 16 16 16 13 7 1 5 1 1 4 7 7 13 16 16 13 10 7 10 13 16 13 13 7 1 4 1 1 4 4 7 10 13 13 10 7 7 8.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . 5 2.5 2.5 12.5 15 17.5 0 9 0 0 2.5 0 0 2 0 0 0 1 1 2.5 7.5 12.5 10 7.5 5 7.5 5 7.5 12.5 2.5 15 15 15 12.5 7.5 2.5 0 6 0 0 2.5 5 7.5 10 10 10 10 7.5 7.5 10 15 17.5 16 0 0 0 0 1 2.5 2. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .5 0 14 0 0 0 0 1 1 2.5 5 2.5 7 7 10 12.5 2.5 10 10 7.5 7 7 10 10 12.5 2.5 5 5 12.5 5 5 5 2.5 17 0 0 0 0 0 1 2.5 5 10 12.5 5 5 7.5 5 5 10 12.5 10 7.5 18 0 0 0 0 0 0 2.5 15 15 15 12.5 0 0 12 0 0 0 2.5 2.5 5 7.5 2.5 5 5 5 5 5 5 2.5 7.5 7.5 12.5 5 10 15 17.5 10 5 2.5 10 7.5 20 0 0 0 0 0 0 0 1 2 2.5 10 7.5 10 5 0 15 0 0 0 0 1 2.5 19 0 0 0 0 0 0 0 2.5 5 7.5 7.5 0 8 0 0 2.5 12.5 0 4 0 0 1 2.5 2.5 2.5 0 0 22 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2.5 2.5 12.5 10 7.INGRE Mapa Espesor Neto permeable (Net) 24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2.5 2.5 2.5 10 7.5 7.5 10 10 7.5 0 10 0 0 0 2.5 10 12.5 0 11 0 0 0 2.5 12.5 10 15 15 12.5 10 10 10 12.5 0 21 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2.5 12.5 12.5 12.5 7.5 2.5 10 2.5 12.5 1 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 UNIV.5 5 5 7.5 5 2.5 5 5 7.5 12.5 17.5 10 10 10 10 10 7.5 2.5 5 7.5 15 12.5 10 7.5 5 5 7.5 7.5 12.5 5 7.5 10 12.5 7.5 10 7.5 10 7.5 7 7 10 10 12.5 15 15 15 10 2.5 12.5 2.5 7.5 2.5 5 10 12.5 20 17.5 10 2.5 2.5 12.5 2.5 12.5 12.5 10 10 10 10 10 10 5 0 0 0 13 0 0 0 0 1 1 2.5 2.5 7.5 5 0 7 0 0 2.5 5 5 7.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .5 2.5 7.5 12.5 2.5 5 2.5 7.5 12.5 15 12.5 0 5 0 0 2.5 10 7.5 5 7.5 5 7.5 15 15 15 12.5 0 3 0 0 1 1 2.5 15 15 12.5 10 10 10 12. Para ello utiliza la interpretación y evaluación de perfiles. El alcance del Modelo Petrofísico abarca desde el control de calidad de los perfiles hasta la interpretación. así como también el control de calidad y validación de los datos petrofísicos obtenidos del análisis de corona si estuviesen disponibles. el índice de permeabilidad y la saturación de fluidos. cuantificando el contenido de arcilla. 20 UNIV. el análisis de coronas y los datos de producción.INGRE 2. El objetivo del Modelo Petrofísico es discriminar las zonas que son reservorio de aquellas que no lo son.2 MODELO PETROFISICO Este modelo define las propiedades petrofísicas del yacimiento para caracterizar la calidad de las rocas de los reservorios.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . la porosidad (total y efectiva). MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . la carga y validación de la información de geología de subsuelo existente. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . se puede solicitar su reprocesamiento o evaluar una nueva adquisición. y cantidad de registros afectan directamente la calidad de la información de pozos. Esta información comprende: • Coordenadas del pozo (sistema geodésico referencial y datum) • Elevación del pozo (GL. En caso de no resultar satisfactoria.INGRE OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN PARA EL MODELO PETROFÍSICO La actividad comprende en la recopilación. tipos de perfiles realizados. 21 UNIV. Una información de subsuelo de baja calidad impacta directamente en la certidumbre del modelo. KB y RT) • Profundidad final • Desviación del pozo • Perfiles a pozo abierto y entubado • Datos de Buzamiento: dipmeter y/o imágenes de pozo • Pases formacionales o niveles de correlación Informe petrofísico de laboratorio: análisis de testigos y coronas. Las condiciones de los pozos.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . antigüedad tecnológica. calidad de los mismos. 16 0.16 0.14 0.14 0.16 0.15 0.14 0.1 0.15 0.16 0.13 0.16 0.12 0.16 0.16 0.16 0.13 0.14 0.14 0.11 0.16 0.12 0.16 0.1 0.16 0.13 0.16 0.16 0.15 0.15 0.16 0.14 0. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO 15 16 .12 0.14 0.14 0.12 0.16 0.16 0.15 0.15 0.15 0.16 0.15 0.16 0.13 0.14 0.16 0.11 0.16 0.14 0.14 0.15 0.14 0.12 0.15 0.13 0.16 0.11 0.16 0.13 0.15 0.16 6 0.16 0.15 0.12 0.13 0.13 0.16 0.15 0.15 0.15 0.11 0.16 0.16 0.16 0.12 0.1 15 0 0.16 0.15 0.15 17 0 0 0.16 4 0.15 0.14 0.13 0.15 0.14 0.13 0.16 0.16 0.14 0.16 0.15 0.1 0.12 0.12 0.16 0.15 0.1 0.16 0.14 0.16 0.15 0.16 0.16 0.12 0.15 0.11 0.1 0.14 0.12 0.1 0.15 0.16 0.1 0.15 0.16 0.13 0.15 0.15 0.16 0.13 0.13 0.14 0.15 0.16 0.12 0.1 0.15 0.14 0.14 0.15 0.14 0.16 0.1 0.15 0.12 0.16 0.16 0.16 0.13 0.14 0.14 0.16 5 0.15 0.16 0.16 0.16 0 21 0 0 0 0 0.11 0.16 0.16 0.14 0.14 0.13 0.1 0.14 0.15 0.15 0.16 0.15 0.16 0.16 0.1 0.16 0.16 0.13 0.11 0.1 0 0 0 13 0.15 0.16 0.14 0.13 0.14 0.16 1 0 0 0 0.13 0.12 0.14 16 0 0 0.13 0.16 0.16 0.16 0.16 0.14 0.13 0.16 0.16 0 0 23 0 0 0 0 0 0 0 0.12 0.14 0.16 0.16 0.1 10 0.12 0.13 0.16 0.16 0.14 0.14 0.1 0.15 0.13 0.15 0.11 0.15 0.INGRE Mapa Isoporoso 24 0 0 0 0 0 0 0 0 0.14 0.1 0.14 0.12 0.12 0.16 0.14 0.14 0.16 0.13 0.15 0.15 0.16 0.15 0.16 0.16 0.16 0.13 0.15 0.14 0.12 0.1 0.15 0.13 0.11 0.13 7 0.13 0.14 0.12 0.15 0.16 0.16 0 22 0 0 0 0 0 0.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .16 0.12 0.16 0.16 0.16 0.14 0.12 0.14 0.14 0.12 0.13 0.15 0.16 0.15 0.11 0.16 0.1 8 0.16 0.16 0.15 0.15 0.16 0.16 0.14 0.12 0.16 0.12 0.12 0.16 0.15 0.11 0.11 0.13 0.14 0.16 0.15 0.11 0.1 0.15 0.12 0.15 0.16 0.13 0.14 0.16 0.16 0.15 0.12 0.11 0.12 0.15 0.15 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.1 0.15 0.1 0.14 0.16 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 17 18 22 UNIV.14 0.16 0.11 0.1 0 12 0.15 0.12 0.16 0.14 0.16 18 0 0 0 0.12 0.15 0.16 0.14 0.16 0.16 20 0 0 0 0 0.16 0.16 0.14 0.14 0.12 0.16 0.16 0.16 0.14 0.15 0.16 0.16 0.14 0.1 0.11 0.15 0.16 0.12 0.16 3 0.16 19 0 0 0 0 0.15 0.13 0.16 0.12 0.16 0.16 0.12 0.16 0.16 0.15 0.14 0.1 9 0.11 0.16 0.13 0.15 0.11 0.1 0.12 0.16 0.11 0.15 0.13 0.16 0.15 0.11 0 14 0.16 0.14 0.13 0.16 0.15 0.1 11 0.15 0.14 0.12 0.15 0.16 0.11 0.16 0.16 0.16 0.15 0.12 0.12 0.12 0.16 0.16 2 0 0. 3 0.3 0.3 0.5 0.35 0.3 0.25 0.35 0.3 0.35 0.3 0.8 0.25 0.25 0.3 0.95 0.35 0.3 0.95 0.25 0.35 0.95 1 1 0 2 0 1 1 0.25 0.65 0.35 0.65 0.3 0.5 0.35 0.65 0.65 0.65 0.35 0.25 0.25 0.5 0.95 0.95 0.95 0.35 0.35 0.8 1 0 3 1 0.35 0.35 0.5 0.25 0.95 0.35 0.5 0.65 0.95 0.5 0.5 0.95 1 1 1 1 1 1 1 0 0 1 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 23 UNIV.25 0.95 0.35 0.3 0.35 0.25 0.65 0.5 0.8 0.8 0.35 0.95 0.35 0.5 0.95 1 1 1 0 21 0 0 0 0 1 1 1 0.35 0.3 0.3 0.3 0.65 0.5 0.25 0.35 0.5 0.65 0.35 0.35 0.8 0.35 0.3 0.INGRE Mapa Isosaturacion de agua y petróleo 24 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 23 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0.35 0.3 0.65 1 1 15 0 1 1 0.95 1 17 0 0 1 1 0.3 0.3 0.35 0.65 0.35 0.5 0.5 0.8 1 1 1 20 0 0 0 0 1 1 0.25 0.35 0.5 0.25 0.35 0.35 0.35 0.65 0.35 0.35 0.3 0.35 0.35 0.8 0.3 0.25 0.95 0.35 0.5 0.8 0.25 0.8 0.65 0.3 0.25 0.95 1 1 19 0 0 0 0 1 0.5 0.5 0.5 0.95 0.25 0.5 0.3 0.65 0.3 0.8 1 0 0 13 1 1 1 0.8 0.5 0.8 1 5 1 0.25 0.8 0.65 0.5 0.65 1 7 1 0.5 0.25 0.3 0.3 0.5 0.5 0.5 0.35 0.25 0.8 1 16 0 0 1 1 0.3 0.25 0.3 0.65 0.95 0.25 0.25 0.5 0.3 0.25 0.3 0.3 0.5 0.35 0.25 0.5 0.35 0.95 0.3 0.5 0.25 0.35 0.65 0.5 0.95 0.3 0.65 0.5 0.25 0.25 0.35 0.5 0.65 0.25 0.25 0.35 0.95 0.5 0.3 0.65 0.8 1 4 1 0.3 0.5 0.5 0.3 0.354 0.25 0.5 0.35 0.3 0.8 1 11 1 1 1 0.5 0.65 1 6 1 0. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .25 0.8 1 0 12 1 1 1 0.3 0.3 0.95 0.8 0.3 0.95 0.25 0.35 0.3 0.65 0.95 0.25 0.95 1 1 1 1 0 22 0 0 0 0 0 1 1 1 0.35 0.35 0.95 0.35 0.5 0.3 0.8 0.25 0.35 0.25 0.8 0.95 0.35 0.8 1 0 14 1 1 1 0.35 0.65 1 8 1 0.3 0.25 0.8 1 10 1 1 0.35 0.3 0.35 0.8 1 1 18 0 0 0 1 1 0.5 0.8 0.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .8 0.95 0.35 0.25 0.25 0.3 0.3 0.3 0.3 0.5 0.85 0.35 0.25 0.5 0.65 0.35 0.5 0.25 0.25 0.3 0.8 1 9 1 1 0.5 0.95 0.35 0.5 0.3 0.65 0.35 0. 65 0.65 0.35 0.05 0.75 0.75 0.65 0.5 0.7 0.05 0.7 0.7 0.2 0.65 0.05 0.7 0.75 0.65 3 0 0.35 0.65 0.65 0.5 0. Mapa con Grillas 24 UNIV.75 0.65 0.65 0.2 0 0 0 13 0 0 0 0.7 0.75 0.7 0.5 0.7 0.75 0.05 0.2 0 9 0 0 0.5 0.05 0.05 0.65 0.05 0.7 0.2 0 11 0 0 0 0.65 0.65 0.75 0.05 0. inclinado) y yacimientos que posean o no posean fracturas.5 0.35 0.65 0.7 0.5 0.65 0.05 0.05 0.75 0.75 0.65 0.65 0.5 0 0.5 0.5 0.5 0.35 0 8 0 0.65 0 0 18 0 0 0 0 0 0.65 0.05 0.5 0.35 0.7 0.65 0.05 0.7 0.65 4 0 0.05 0 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 0 0.65 0.65 0.7 0.7 0.7 0.35 0.5 0.7 0.65 0.7 0.75 0.75 0.75 0.2 0 0 0 20 0 0 0 0 0 0 0.75 0.INGRE La saturación de petróleo es: 24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.2 0.35 0.75 0.7 0.2 0. horizontales.15 0.7 0.5 0.7 0.65 0.7 0.5 0.7 0.75 0.35 0.65 0.75 0.5 0.7 0.75 0.35 0.75 0.65 0.65 0.5 0.65 0.2 0.65 0.75 0.35 0. es un simulador de yacimientos los cuales suministran información para poder determinar las características dinamicas de los yacimientos y a traves de las informaciones obtenidas decidir el mejor método de producción.65 0.7 0.3 MODELO DINAMICO El simulador BOAST.2 0.75 0.5 0.2 0.05 0 0 19 0 0 0 0 0 0.2 0. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .2 0.65 0.5 0. El simulador BOAST y sus respectivas modificaciones permiten modelar yacimientos tipo Black Oíl (Petróleo Negro).05 0 0 0 0 0 22 0 0 0 0 0 0 0 0 0.7 0.75 0.5 0.05 0.05 0.2 0 0.65 0.7 0.5 0.5 0.75 0.35 0.35 0.05 0 17 0 0 0 0 0.7 0.75 0.2 0.65 0.35 0.65 0.7 0.65 0.5 0.7 0.65 0.05 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 0.75 0.5 0.5 0.7 0.65 0.35 0.75 0.75 0.35 0.65 0.75 0.65 0.75 0.65 0.75 0.75 0. con diferentes fases de fluidos (gas.65 0.2 0.05 0.65 0.7 0.2 0 0 14 0 0 0 0.35 0.7 0.75 0.75 0.35 0.05 0.7 0.5 0.5 0.35 0.65 0.75 0.65 0.75 0.2 0 16 0 0 0 0 0.2 0.65 0.7 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.65 0.7 0.05 0.5 0.35 0 7 0 0.2 0 10 0 0 0.75 0.5 0. agua).65 0.7 0.35 0.35 0 0 15 0 0 0 0.65 0.2 0.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .65 0.35 0.7 0.7 0.65 0.35 0.5 0.05 0.75 0.2 0.35 0 0.65 0.65 5 0 0.75 0.5 0.65 0.7 0.5 0.65 0.75 0.5 0.2 0.75 0.05 0.7 0.5 0.65 0.7 0.5 0.2 0 0 0.5 0.7 0.05 0.5 0.5 0.7 0.7 0.7 0.5 2 0 0 0 0.75 0.5 0 0.5 0. diversas orientaciones de pozos (verticales.5 0.5 0.2 0 0.7 0.5 0 0 0 2. petróleo.75 0.35 0 6 0 0.7 0.35 0.75 0.65 0.05 0.05 0.7 0.2 0.7 0.5 0.2 0 0 12 0 0 0 0. SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE 25 UNIV. 7209091000 GAS EN SOLUCIÓN IN SITU (MMMPCS) 18.1922789000 AGUA IN SITU (MMBF) 20.0000001987 VOLÚMENES INICIALES DE FLUIDOS EN RESERVORIO LAYER 2 PETRÓLEO IN SITU (MMBF) 4.7304878200 AGUA IN SITU (MMBF) 6.0000001987 VOLÚMENES INICIALES TOTALES DE FLUIDOS EN EL RESERVORIO PETRÓLEO IN SITU (MMBF) 14.9068903900 GAS EN SOLUCIÓN IN SITU (MMMPCS) 6.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .INGRE CAPITULO VI 3.9068903900 GAS EN SOLUCIÓN IN SITU (MMMPCS) 6.0075707400 GAS LIBRE IN SITU (MMMPCS) 0.0000001987 VOLÚMENES INICIALES DE FLUIDOS EN RESERVORIO LAYER 3 PETRÓLEO IN SITU (MMBF) 4. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . ANALISIS DE LOS CASOS VOLUMEN INICIAL DE FLUIDOS EN EL RESERVORIO VOLÚMENES INICIALES DE FLUIDOS EN RESERVORIO LAYER 1 PETRÓLEO IN SITU (MMBF) 4.0237541000 GAS LIBRE IN SITU (MMMPCS) 0.0075707400 GAS LIBRE IN SITU (MMMPCS) 0.9068903900 GAS EN SOLUCIÓN IN SITU (MMMPCS) 6.7304878200 AGUA IN SITU (MMBF) 6.0075707400 GAS LIBRE IN SITU (MMMPCS) 0.0000005967 26 UNIV.7304878200 AGUA IN SITU (MMBF) 6. 695 Z 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 El arreglo de las grillas y los gráficos de la corrida del BOAST son los siguientes: 27 UNIV.509 1. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . se desea realizar la simulación del reservorio para ver su comportamiento durante sus 10 primeros años. Mediante pruebas de producción se determinó: RESULTADOS PVT PRESION DE BURBUJA (PSI) VISCOSIDAD DEL PETROLEO (CP) FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (BBL/BF) # DE POZOS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 UBICACIÓN DE LOS POZOS NOMBRE X Y P-X1 P-X2 P-3 P-4 P-5 P-6 P-7 P-8 P-9 P-10 P-11 10 13 13 11 10 8 13 5 16 2 18 6 5 8 4 2 2 2 2 2 2 2 4014 0.INGRE CASO BASE Después de la perforación de 6 pozos de los cuales los 6 salieron productores. Los pozos productores producirán a un caudal de 500 BPD de petróleo. DIAS 1 1000 2000 3005 4000 5011 6000 7300 PETROLEO BPD 5153 3731 2519 1537 1033 753 565 371 PRODUCCION GAS AGUA MPCD SCF/BBL 9368 1927.4 PV WT PRESION PSIA 6786 6524 6138 5588 4978 4708 4298 3849 28 UNIV.9 32183 1977.6 17382 2082.4 24635 2172. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO PETROLEO MBBL 1 4703 7794 9784 11052 11944 12592 13188 ACUMULADOS GAS MMSCF 1 13404 34407 62906 93659 128873 165960 217381 AGUA MBBL 0 1969 4112 6290 8349 10285 12059 14164 .9 37903 1714.INGRE 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-4 5 P-X2 6 P-X1 7 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 RESULTADOS DE LA SIMULACION: A continuacion se mostrara en detalle lo que el simulador Boast proporciona como informacion de la corrida.5 30500 2145.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . se hara un analisis de las decisiones que se tomaron.4 40528 1513.9 37863 1861. En este caso en particular se produce hidrocarburos mediante depletacion natural. 29 UNIV.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .INGRE En el grafico podemos observar el inicio de la simulación de nuestro proyecto. es por eso la aplicación de esta herramienta tan importante que nos simula el comportamiento del reservorio en un determinado tiempo de producción. en el cual se puede observar 9 pozos los cuales empiezan a producir hidrocarburos. El tiempo que duro la simulación fue de 7300 días donde se puede observar el siguiente comportamiento: PROCUCCION CAUDAL PETROLEO (BPD) GAS (MPCD) AGUA (BPD) 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) En el siguiente trabajo de puede observar cuando se llega al punto de burbuja (aproximadamente en el día 2000). a partir de esta la producción de gas aumenta y la producción del petróleo disminuye drásticamente por la desprendimiento de gas en solución. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . cayendo constantemente llegando a una presion de abandono si no se toma medidas de mantenimiento de presion. al parecer dan indicios que este mas se trata de u yacimiento gasifero. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . El factor de recuperacion que se tiene en este año es del 24%.INGRE PRESION 8000 7000 PRESION (PSIA) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) Como se trata de un reservorio sub saturado y sin precencia de un acuifero activo. lo mas logico del comportamiento de la presion es el que se representa en el grafico. PRODUCCION ACUMULADA PETROLEO (MBBL) GAS (MMPC) AGUA (MBBL) 250000 VOLUMENES 200000 150000 100000 50000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) En esta grafica podemos observar los acumulados de los hidrocarburos en función a la presión y se puede constatar. el acumulado de petroleo y el acumulado de agua son muy bajos a diferencia del acumulado de Gas que llega a un valor alto. 30 UNIV.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . 6 $/BBL 5. Los datos que se necesitan son los siguientes: PRECIO DE VENTA COSTO DE PRODUCCION COSTO DE TRANSPORTE PETROLEO 100 $/BBL 15.2 $/MPC 0.5 MM$/pozo 4 MM$/pozo 50% 12% .8 $/BBL COSTO POZO DE PRODUCCION COSTO POZO DE INYECCION IMPUESTO VAN 31 UNIV.8 $/MPC 2.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO GAS 4.32 $/MPC 4.INGRE ANÁLISIS ECONÓMICO PARA EL CASO BASE Para hacer una mejor evaluación del proyecto se debe hacer la evaluación económica donde se tomaran datos de un Campo vecino los cuales nos servirán para estimar el costo que nos requerirá este proyecto. 50 1928.78 0 9269.12 1042.83 17100.092 48500 VAN 12% -48500.07 -0.82 3370.25 5067 17748.85 3134.07 4014 18824.56 602.3 6227.77 15998.26 40073.02 42.46 0 13061.76 -7939.21 12195.6 3893.52 21338.78 -17.53 2871.92 2729.28 11191.64 -0.63 0 11474.08 -12.73 782.43 1011.48 -2218.61 7292.72 4017.18 11798.86 9852.53 4730.00 26167. 2029.57 12332.91 12139.69 9760.73 0. 2016.9 4802.52 134. 2025.39 3537 18893.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .05 12041.63 778.03 25893 10280.18 2267.94 9879.15 43326 6427.22 1890.05 15962.87 6560.7 7831.16 207.75 0 6347.45 564.8 8878.45 11903.28 15682.53 52334.98 4332.80 16023.10 776 37195 69.51 16067.75 1383.00 0 1852.60 14145.93 1977.00 -48500.87 8226.8 5455.79 13135.09 -9510.58 3393.7 10751.INGRE FLUJO DE CAJA PARA EL CASO BASE PERIODO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 AÑO 2014.00 873.87 60.39 5259.39 3452 19242 310.74 4814 13735 433.46 27670.25 19287 12928.13 0 659.62 2986.22 13273.34 2496.14 3620.83 .24 330.89 120.71 -44. 2020.62 11780.31 0 -583.86 627 37486 56.69 9296.08 2818.74 2749.45 23186.19 11419.6 34749 7927.00 -48500.21 1090.87 2486.90 15364.75 573.88 15877. 2030.23 0 3837.36 14708.64 -35.12 53535.78 -18807. 2024.96 4608.00 -32080.89 6.00 15990.72 18086.80 1170. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO IMPUESTO INVERSION FLUJO DE CAJA 50% M$u$ M$u$ 0 48500 -48500.26 628.14 1530. 2028.21 -0.22 11804.13 136.37 1486 30548 133.4 10544.74 5643 17543.58 563 37925 50.09 0 7848.4 11006.40 9889.72 79.82 0 -136.18 0 -385.71 10008 14657.22 -3.63 22633.32 0 1390.71 2217.95 129.56 302848.75 -60.5 9872.39 1712 29935 154.57 10027.18 698 37445 62.92 42676.33 2628.15 15408 14009.92 21.71 5533.72 6.70 10319.90 22815.62 393 40371 35.42 229.26 1236.45 65.92 3474.52 21.02 9251.63 446.05 6282 17524.04 1.84 13.06 -2.50 32215.94 2519 24635 226.36 1088.63 353.57 81.00 -5.41 47304 5030.16 7785 16297.51 11316.64 1723.95 3976.31 -15017.29 24665.79 12.27 8739 15539.68 1731.16 4464 18169. 2022.18 24.18 11562.47 527.56 36173.67 225.55 VAN ACUM M$u$ -48500.60 194.75 14888.95 0 149.73 511.87 7018.15 22671 11529.49 5944.63 22430. 2026.74 1.56 2589.05 10286.47 3861 16940 347. 2034.04 967.73 16085.75 3725. 2027.4 11403.88 3273.46 1337.79 0 4681.73 361.00 446 40223 40.07 20036.60 1626. 2033.64 11407. 2015.49 -11.76 1301 30647 117.80 26051.42 2386.21 1771.57 346.08 2694.09 3041.65 0 2452. 2032. 2018.15 475.78 11243.12 2143 27625 192.11 8561.66 -15. PRODUCCION INGRESO COSTO CAUDAL PETROLEO CAUDAL GAS PETROLEO GAS PETROLEO GAS TOTAL PETROLEO GAS TOTAL BPD MPCD MBBL MMPC M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 5256 10749 473.90 17.50 15962.55 TIR TRIMESTRAL 15% 20% 30% 40% M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ -48500.66 11243.55 6984 17407.27 0 18389.99 0 16650.20 14183.39 2988.00 -48500.63 24082.09 2758.38 8495.12 -1.36 401.84 3347.16 8587.26 3106.74 11258.98 49753.3 10627.60 11453.58 1540.89 15324.34 7777.37 12590.43 3373.64 8816.83 1019.55 705.23 11709 14342.2 10615.22 16063.18 34200.38 318. 2017.4 3047.70 109.89 317.90 0 3166.49 32.49 8277.26 23806.44 11215. 2031.184 201367.60 10651.36 22838.64 3494.9 9413.87 185.27 11593.37 3633.78 31068 9005.61 74.9 8688.77 32 UNIV.42 9859.37 13164.19 8.88 4.42 605696.58 29417.36 9997.47 13025.95 865 34824 77.24 42.93 45.26 698.91 2877 21967 258.4 8660.7 11445.96 4759.52 24876.26 24391. 2021.42 13835.74 971 33203 87.32 -27.22 0 401.97 16107.8 8486. 2019.67 3413.32 1112 31319 100.44 496 38824 44.87 7558.90 506.49 1524.00 24278.85 743.00 16419.29 1000.63 0 952. 2023.1 6984.32 13374 14296. la utilidad neta es de 15962550 $u$ al finalizar el año 20 de produccion. 6.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 -20000. usando como herramienta de prediccion el BOAST.00 -50000.00 0. El caso se desarrolla de la siguiente manera: PRIMERA ETAPA: desde el primer dia de produccion se usara el pozo P-X1 para inyectar agua a un caudal de 500 BPD y los otros 9 pozos produciran a un caudal de 300 BPD. el esquema de esta primer etapa que durara hasta el dia 1600 (aproximadamente en el 4 año de produccion) es el siguiente: 33 UNIV.2 CASO A: INYECCION DE AGUA En este caso se usara como fluido de inyeccion el agua para lo cual se hara un analisis de tiempos y producciones para optimizar la produccion.INGRE VAN 20000.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .00 -30000.00 -60000.00 ACUMULADO AL 12% 10000.5 MM$u$ la produccion de hidrocarburos permite recuperar esa inversion teniendo como tiempo de pago aproximadamente en el cuarto año.00 -10000. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .00 -40000.00 PERIODOS (AÑOS) Como se puede observar en la grafica una vez iniciada la producion siendo ese mismo año el maximo tiempo de exposicion de la empresa con una inversion de 48. se espera con esto incrementar la produccion de petroleo. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . se reacondicionaran los pozos P-X2 y P-10 para usarlos como pozos inyectores. esta etapa comprendera desde el dia 2200 34 UNIV. se cerrara el pozo P-X1 debido a que su produccion declino a condisiones de abandono. los pozos han sido puestos estrategicamente basados en el estudio de las zonas con mas saturacion de petroleo y donde se espera tener una buena presion. La situacion de esta etapa queda asi: UBICACIÓN DE LOS POZOS NOMBRE X Y # DE POZOS 12 13 P-12 P-13 15 17 Z 4 4 1 1 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-4 P-12 5 P-13 P-X2 6 P-X1 7 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 TERCERA ETAPA: Para esta etapa se perfora un pozo mas que sera para inyectar (P-14).INGRE 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-4 5 P-X2 6 P-X1 7 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 SEGUNDA ETAPA: se perforaran 2 pozos productores mas que seran el P-12 y el P-13 produciran a partir del dia 1600 con un caudal de 300 BPD. según los datos que el BOAST nos proporciona este pozo ya no produce con caudales aceptables siendo el agua el fluido que mas produce. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO 12 13 14 15 16 17 18 19 20 . La situacion quedara de la siguiente manera: 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-4 P-12 5 P-13 P-15 P-X2 6 P-X1 7 P-14 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 RESULTADOS DE LA SIMULACION: 35 UNIV.INGRE aproximadamente. todo con el fin de recuperar la mayor cantidad de petroleo. La situacion quedara de la siguiente manera: 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-4 P-12 5 P-13 P-X2 6 P-X1 7 P-14 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 ETAPA FINAL: buscando mantener la recuperacion de petroleo de los pozos P-11 y P13 se perforara otro pozo inyector (P-15) y se reacondicionara el pozo P-4 para inyectar agua. esta etapa compresdera desde el dia 4000 (aproximadamente el año 11) hasta el año 20 que es el tiempo fijado para esta simulacion.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . lo que se espera con esto es mantener la presion y evitar su caida brusca evitando al mismo tiempo la excesiva liberacion del gas en solucion. 5 PV WT PRESION PSIA 6786 6538 6150 5734 5300 4973 4825 4638 ACUMULADOS PETROLEO GAS MBBL MMSCF 2 4 4699 13484 8015 35056 10294 57452 11727 80788 12700 97369 13438 113330 14163 132529 AGUA MBBL 1 1972 4372 6739 8977 10922 12959 15722 En la grafica de la saturacion se puede apreciar que se esta recuperando el petroleo ordenadamente.6 3732 17431 2088. la produccion esta analizada por los siguientes graficos: 36 UNIV. se hara un analisis de las decisiones que se tomaron. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE A continuacion se mostrara en detalle lo que el simulador Boast proporciona como informacion de la corrida.5 1737 22637 2271. cuidando de no dejar camaras saturadas de petroleo.6 488 14539 2195.9 1164 15510 1973.9 2983 27532 2797.6 826 16400 1955. inyectando agua perifericamente.1 648 15381 2077.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . DIAS 1 1000 2000 3005 4000 5001 6009 7300 PRODUCCION PETROLEO GAS AGUA BPD MPCD SCF/BBL 5153 9368 1927. la produccion de gas se vio afectada por la inyeccion manteniento una presion alta y evitando la excesiva liberacion del gas en solucion es por eso que en la grafica se ven esos picos que coinciden con las etapas de inyeccion.INGRE PRODUCCION PETROLEO (BPD) GAS (MPCD) AGUA (BPD) 35000 30000 CAUDAL 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) Para poder cuidar la produccion de petroleo es que se realiza una inyeccion continua de agua. PRESION (PSIA) PRESION (PSIA) 8000 PRESION (PSIA) 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) Se puede apreciar un cambio de tendencia de la presion. 37 UNIV. con esto se espera tener una mayor vida productiva del reservorio.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . ANÁLISIS ECONÓMICO PARA EL CASO A Para hacer una mejor evaluación del proyecto se debe hacer la evaluación económica donde se tomaran datos de un Campo vecino los cuales nos servirán para estimar el costo que nos requerirá este proyecto. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE PRODUCCION ACUMULADA PETROLEO (MBBL) GAS (MMPC) AGUA (MBBL) 140000 VOLUMENES 120000 100000 80000 60000 40000 20000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) Al finalizar el año 20 de produccion se obtuvo un factor de recuperacion del 28% del petroleo lo cual se considera bueno considerando que la presion aun es alta y se espera poder seguir recuperando hidrocarburos por muchos años mas. 38 UNIV. 74 4695.29 1470. 2023.88 26847 12884.11 2057.82 -30110.86 848. 2031.54 6736.57 5604.INGRE Flujo de caja: PERIODO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 AÑO 2014.20 10449.5 4821.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .44 274095.69 28.68 7990.82 -30110.57 2693.78 8487 7928.82 -30110.40 1086 16323 97.33 12087.42 0 4077. 2015.78 13687.72 1406.726 4813 13783 433.91 84. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO IMPUESTO INVERSION FLUJO DE CAJA 50% M$u$ M$u$ 26168.58 0 3101. 2029.7 6565.61 11867.18 146335.85 3485.88 6372 7315.30 19. 2016.80 19527.2 4360.06 5651.4 4203.7 4803.44 6189.71 415.05 138.80 648.25 686.68 2090.71 724.40 32.61 25807.31 583. 2025.80 1433 23160 128.82 14473.89 0 1775.16 17413.808 52337.03 31635 10701. 2017.42 6957 7552.24 1661.82 1732.17 17559 10114.94 0 5953.98 1142.98 2684.13 54.17 -2995.7 7805.68 20496.96 9911.51 3767.48 8239.54 228.02 291.87 648 15381 58.71 3672.31 1433.60 757.69 96. 2021.30 18339.91 1159.51 4943. 2018.68 8.74 1.09 8706.98 39731.15 113.80 52.61 8207.18 3875 17006 348.01 1442.76 12.13 143.58 14509.808 4730.02 12378.30 11414.52 197.81 453.21 23396.76 3163.49 0 3371.7 3907.32 10490.90 0 13108.03 70.30 454.76 12903.87 183.59 453.49 11888.02 6515.79 0 1983.15 23652.43 4780.73 546 14828 49.49 TIR TRIMESTRAL 15% 20% 30% 40% M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ -30110.39 2641.92 7756.82 -15249.37 18235.83 1306.54 34875 7958.80 0 4913.15 5298.15 0 1091.34 23539.18 13836.21 2176.78 637.17 7638.18 1984.93 7254.60 40489.51 13870.10 83.82 24883.54 38.83 18.88 27673.03 11968.33 6687.71 597 14968 53.47 43317 6450.23 31482 9007.82 708 15632 63.34 23652.70 3498 19247 314.14 505 14678 45.32 172.25 579.22 1743.2 4431.49 VAN ACUM M$u$ -30110.4 3049.97 1715.07 9774 7639.326 7779.71 22332.99 2525.33 22694.99 0 9375.43 1291.28 5926.88 1755.48 2189.16 13068 10868.75 189.45 1321.02 4545 6869.83 564.29 2238.47 2477.97 15409.61 602.63 362.5 7578 7698.01 0 1408.81 3487.45 238.12 5270.97 2084. 2033.01 26.75 0 1231.82 14861.30 7999.62 -4799.12 5373 7005.29 7883.09 16765.38 773 16138 69.34 23213. 2026.20 20244.01 1216.67 5068. 2019.21 4615.17 5.80 22984.91 14781.90 21878.50 491.3 4243.24 4500 3315.88 23735.5 6482.17 4242.20 8308.8 6584.78 8285.16 977.27 384.21 313.71 188.06 1951 21613 175.4 12897 10838.48 30818.98 22740.8 4663.904 48500 -30110.24 1110.90 12.88 969.11 585.36 7594.35 2058.61 5707.32 1384.04 15111 10696.86 7855.67 21897 8921.05 656.5 4161. 2030.07 21168.00 113. 2024.81 42833.11 796.09 62000 VAN 12% -30110. 2034.04 968.45 34797.95 243.15 0 1571.72 0 16644.17 1240.02 537.2 5456.29 2983 27532 268.87 133.1 6479.15 146. 2027.08 1142.16 10408.9 6127.11 790.06 66.57 1452.58 5421.14 1334.53 11564.76 842 16450 75. 2028.08 19865.60 15276.33 5088.47 5. 2032.61 1511.26 .83 440.58 948.59 1945.02 2433 19063 218. 2020.00 7890.88 1289. PRODUCCION INGRESO COSTO CAUDAL PETROLEO CAUDAL GAS PETROLEO GAS PETROLEO GAS TOTAL PETROLEO GAS TOTAL BPD MPCD MBBL MMPC M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ 5256 10756 473.29 5832 7198.42 2.92 11421 11319.73 1347. 2022.52 4661.97 6843.86 7653.7 4575.82 128.31 13030.28 883.80 0 11640.86 16415.83 23936.15 548190.30 0 2216.38 9000 2522.72 3515 22867 316.04 47304 5033.78 1452 23224 130.52 39 UNIV.7 5404.79 9646.54 21416.52 8604.17 1602.76 42336.4 4627.71 347.38 11370.78 1480.30 86.97 943 16942 84.58 695.83 5320.80 1606.1 6857.44 4331.67 56.87 1524.60 3148.55 8.45 12803.77 38.93 0 2556.74 1469.19 1679 22856 151.94 0 4012.17 1679.56 1269 24188 114.29 332.44 49767.52 4914 6939.36 991.50 11853.75 1530.79 21292.46 289.52 3.68 9102. 00 TIEMPO (DIAS) Como se esperaba.3 CASO B: INYECCION DE GAS En este caso se usara como fluido de inyeccion el gas para lo cual se hara un analisis de tiempos y producciones para optimizar la produccion.00 ACUMULADO AL 12% 20000. usando como herramienta de prediccion el BOAST. la utilidad neta es de 23652600 $u$ al finalizar el año 20 de produccion. La situacion quedara de la siguiente manera: 40 UNIV.INGRE VAN 30000.00 10000. la inyeccion de agua permitio obtener mayores ganancias a pesar de haber invertido mas.00 0.00 -30000. este arreglo sera con el fin de rucuperar mas rapido en petroleo de las zonas mas saturadas. El caso se desarrolla de la siguiente manera: PRIMERA ETAPA: A parte de los 9 pozos productores que ya se tienen se realizara la perforacion de 3 pozos mas (el P-12.00 -20000.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 -10000.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . como se puede observar en la grafica una vez iniciada la producion siendo ese mismo año el maximo tiempo de exposicion de la empresa con una inversion de 62 MM$u$ la produccion de hidrocarburos permite recuperar esa inversion teniendo como tiempo de pago aproximadamente en la mitad del segundo año. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .00 -40000. 6. P-13 y P-14) para producir. INGRE 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-12 P-4 P-13 5 P-14 P-X2 6 P-X1 7 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 SEGUNDA ETAPA: A partir del dia 2000 aproximandamente se perforaran dos pozos mas que seran en P-15 para producir y el P-16 para inyeccion de gas. 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-12 P-15 P-4 P-13 5 P-14 P-X2 6 P-16 P-X1 7 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 ETAPA FINAL: debido a la declinacion de la produccion de los pozos P-4. el motivo de hacer esto es para mantener la presion estable y poder recuperar mas petroleo. 41 UNIV. P-10 y P-12 para usarlos como inyectores debido a que sus caudaldes eran muy bajos.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . lo que se quiere con este caso no solo es mantener la presion sino es el de barrrer el petroleo y recupererlo lo mas rapido posible. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . tambien analisando la corrida del boast vemos la necesidad de reacondicionar los pozos P-X2. P-11 y P-15 es que se toma la decision de hacerlos inyectores para que ayuden a barrer los hidrocarburos presentes aun en el reservorio. SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .5 2467 27411 2346. DIAS 1 1000 2000 3000 4000 5001 6009 7300 PRODUCCION PETROLEO GAS AGUA BPD MPCD SCF/BBL 6376 11591 2750 4463 21843 3142.1 502 27411 1230.7 346 30111 1119. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO ACUMULADOS PETROLEO GAS MBBL MMSCF 11 19 5667 16401 9132 44290 11055 75974 12252 113606 13012 133995 13591 159871 14134 197065 AGUA MBBL 5 2896 6133 8481 10677 12000 13274 14792 .6 PV WT PRESION PSIA 6784 6452 5921 5349 4824 4657 4420 4038 42 UNIV.INGRE 1 2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11 3 4 P-12 P-15 P-4 P-13 5 P-14 P-X2 6 P-16 P-X1 7 8 P-3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 RESULTADOS DE LA SIMULACION: A continuacion se mostrara en detalle lo que el simulador Boast proporciona como informacion de la corrida. se hara un analisis de las decisiones que se tomaron.8 1501 34889 2303 892 16160 1350 657 23496 1295. inyectando agua perifericamente. veremos mas adelante un acomparacion con los otros casos. la produccion esta analizada por los siguientes graficos: PRODUCCION PETROLEO (BPD) GAS (MPCD) AGUA (BPD) 50000 CAUDAL 40000 30000 20000 10000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) Igual que en la inyeccion de agua se muestran picos en la produccion de gas debido a la inyeccion lo cual evita que se de la liberacion del gas en solucion.INGRE En la grafica de la saturacion se puede apreciar que se esta recuperando el petroleo ordenadamente. cuidando de no dejar camaras saturadas de petroleo.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO 5000 6000 7000 . la recuperacion del petroleo no es como se esperaba. PRESION (PSIA) 8000 PRESION (PSIA) 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 TIEMPO (DIAS) 43 UNIV. PRODUCCION ACUMULADA PETROLEO (MBBL) GAS (MMPC) AGUA (MBBL) 250000 VOLUMENES 200000 150000 100000 50000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) La produccion tanto del petroleo como la del agua son similares. 44 UNIV. como se dijo este era uno de los objetivos de lo que se quieria con la inyeccion de gas. ANÁLISIS ECONÓMICO PARA EL CASO B Para hacer una mejor evaluación del proyecto se debe hacer la evaluación económica donde se tomaran datos de un Campo vecino los cuales nos servirán para estimar el costo que nos requerirá este proyecto. Se tiene un factor de recuperacion del 26%. se tiene mayor recuperacion de gas aun cuando s equiso evitar la liberacion del gas en solucion y poder incrementar la recuperacion del petroleo.INGRE Se puede apreciar el efecto de la inyeccion dando una meneo tendencis de su caida. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . 12 551.08 1544.88 0 1280.80 8426.06 0 2146. 2019.44 44.03 1236.37 7569 8327.77 2366.18 0 5737.15 283.77 2545.27 241.12 15896.11 112.99 4518 12828.13 2474.75 2595.49 368.28 -5862.17 1200 37345 108 3361.03 17490.5 4659.53 497.77 -6451.69 8619.74 29464.18 240.84 8547.15 151. 2022.46 664.48 0 -146.54 0 4531.97 85.10 0 7484.47 2871 8350.91 3791.60 795.62 7583.50 7242.5 3669.85 8264.33 37.89 15241.49 17238.37 399.1 8212.25 0 38.23 40% M$u$ -62000.00 -41920.81 2233. 2020.82 453 28285 40.76 16853. 2016.30 0 1615.29 -25851.INGRE Flujo de caja: PERIODO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 AÑO 2014.15 15% M$u$ -62000.39 1716 33263 154.63 10009. 2018.25 48209.44 13997.74 993.61 665.76 605.21 8.68 -14777.344 70500 VAN 12% -62000.05 609 24817 54.4 2235.00 19555. 2025.48 1830. 2032.3 6057 10796.61 16528.76 32.88 0 1795.35 7081.44 2993.21 2457 27494 221.94 601016.96 17220.03 3860 24842 347.00 20079. 2026.26 262.56 1601.01 53.59 30.03 0 12666.65 673 23070 60.59 .7 7454.22 739 21106 66.19 0 230.86 28710 13784.05 1.45 12942 16522.76 936 11160.87 2354.96 331.15 179.65 4077 13237.19 10229.31 1040 39367 93.78 34740 11626.47 42494.21 3681 13557.57 2076.39 5824.9 5044.17 0 450.42 13891.86 6470.32 21247. 2030.46 1550.00 -62000.90 9003.79 5782.64 2.06 3474 7042.59 181.54 841 17793 75. 2015.69 1601.78 15505.00 16063.36 8657.53 62.71 3190 29454 287.81 45 UNIV.25 16364.55 6648.35 7146.58 5242.18 2466.85 2021 31067 181.38 17314.50 409 28969 36.24 8500 1526.43 8610.05 10800 17477.02 TIR TRIMESTRAL 20% 30% M$u$ M$u$ -62000.73 516.2 8425.61 524.87 20.23 4903.05 1481.3 7794.8 3312 13908.79 63882.51 1899.71 10516.55 10005.54 0.1 2650.77 10283.00 4.20 0.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .64 51133.36 17095.46 1080 10587.65 8426.90 385.15 52425 7691.97 11303.00 18741.32 6460.35 451.75 3297.76 0 689.78 555.63 100.37 4434.25 1479.29 0 20156.17 6460.31 307.17 -24179.688 186893.20 14138.7 8018.54 12096.6 3543.1 7035.72 -17009.08 176.30 5.70 -8. 2031.68 865.53 6.66 6086.96 57825 6057.15 VAN ACUM M$u$ -62000.48 0.35 5454.79 610. 2021.00 31941.49 10626.73 0 2471.50 4387.31 914.27 6440.55 11926.25 1164.26 -3.12 2674.02 118.47 73.21 11221.73 8049.62 8756.06 10974.36 32728.34 300508.37 0 3429.41 65.61 11073.53 17283.27 30058.53 5481 11614.9 8807.16 1.12 756.41 1053.4 5863.60 323.64 4977 12306.99 544.81 2607.36 1818.74 1294.46 1438 35305 129.06 -0.02 8222.36 20.67 2.94 964.92 7952.68 0 963.71 3235.64 4145.38 407.32 9901. 2034. 2029.91 5669.83 37.4 9430.04 370.47 41454 9679.7 6540.31 11667. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO IMPUESTO INVERSION FLUJO DE CAJA 50% M$u$ M$u$ 0 62000 -62000. 2017.1 5983.65 41.03 18189 14539.82 -0.12 5825 16435 524.20 3. PRODUCCION INGRESO COSTO CAUDAL PETROLEO CAUDAL GAS PETROLEO GAS PETROLEO GAS TOTAL PETROLEO GAS TOTAL BPD MPCD MBBL MMPC M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6425 12944 578.32 5801.46 28277.95 -6728.22 974.58 60116.54 6651 9877.08 14732.06 17299.82 3503.19 2211.35 17346.90 3591.03 165.65 2157.82 4606 20683 414.27 262.71 16068.08 31011. 2033. 2024.2 10008.46 -15.62 502 27411 45.89 2796.57 18. 2028.36 548.01 758. 2027.72 553 26296 49.86 6475.37 -2070.71 8580.8 7771.19 34980.67 15444 15567.47 25566.03 9360 18423. 2023.82 0 15557.89 401.15 8673.38 6108.85 18.34 99.78 92.85 6375.00 2506.76 27783.40 0 22489.36 11.83 613.96 8641.27 10.62 9452.46 22113 12867.06 46366.74 6262.33 7948.79 23183.28 411.81 368 29720 33.54 1861.42 3177. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . 46 UNIV.00 -50000.5 MM$u$ la produccion de hidrocarburos permite recuperar esa inversion teniendo como tiempo de pago aproximadamente en el septimo año.INGRE VAN 10000.00 -40000.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . como se puede observar en la grafica una vez iniciada la producion siendo ese mismo año el maximo tiempo de exposicion de la empresa con una inversion de 70.00 ACUMULADO AL 12% 0.00 PERIODO (AÑOS) La inyeccion de gas permitio obtener mayores ganancias que el caso base a pesar de haber invertido mas en perforaciones.00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 -20000. la utilidad neta es de 6460150 $u$ al finalizar el año 20 de produccion.00 -30000.00 -70000.00 -10000.00 -60000. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE 7 COMPARACIONES ENTRE LOS CASOS 47 UNIV.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . 48 UNIV. PRODUCCION DE GAS CAUDAL (MPCD) CASO BASE CASO A CASO B 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) Con el caso base se obtiene mayor recuperacion de gas debido a que no se hace ningun mantenimiento de presion y por ello el gas producido es debido a la liberacion del gas en solucion. pero aun se debe analisar los otros graficos.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . lo cual nos hace pensar que no vale la pena arriesgar la inversion para poder recuperar mas petroleo. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE PRODUCCION DE PETROLEO CASO BASE CASO A CASO B 7000 CAUDAL (BPD) 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) En los 3 casos se dan una similar recuperacion del petroleo. la inyeccion de agua nos da una mejor mantencion de la presion del reservorio lo cual es beneficioso para la vida productiva del reservorio. 49 UNIV.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . lo que se puede hacer en este caso es usarla como fluido de inyeccion.INGRE PRODUCCION DE AGUA CASO BASE CASO A CASO B 3500 CAUDAL (BPD) 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) La produccion de agua en los 3 casos es alta aun mas para el caso B. PRESION CASO BASE CASO A CASO B 7000 PRESION (PSIA) 6500 6000 5500 5000 4500 4000 3500 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) Como se esperaba. dando mejores alternativas de uso de las aguas producidas. SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO 5000 6000 7000 .INGRE ACUMULADO DE PETROLEO CASO BASE CASO A CASO B VOLUMEN (MBBL) 15000 10000 5000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) ACUMULADO DE GAS VOLUMEN (MMPC) CASO BASE CASOA CASOB 250000 200000 150000 100000 50000 0 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 TIEMPO (DIAS) ACUMULADO DE AGUA CASO BASE CASO A CASO B VOLUMEN (MBBL) 20000 15000 10000 5000 0 -5000 0 1000 2000 3000 4000 TIEMPO (DIAS) 50 UNIV. dando una recuperacion mas temprana de la inversion y mayores utilidades. para tomar una decision de cual es la mejor opcion se vera el VAN acumulado: VAN AL 12% CASO BASE CASO A CASO B 40000.00 0. Los factores de recuperacion son los siguientes: CASO BASE CASO A CASO B FACTOR DE RECUPERACION 5 AÑOS 10 AÑOS 20 AÑOS 12 18 24 15 22 28 17 23 26 51 UNIV.00 VAN ACUMULADO 20000. estos son los graficos de la simulacion. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE La produccion acumulada del petroleo es mejor levemente por el caso A.00 -60000. no sucede lo mismo con el acumulado del gas el cual es mejor con el caso base.00 -40000.00 -80000.00 PERIODO (AÑOS) Comparando las ganancias que nos generan los casos el que mayor rentabilidad nos da es el caso A con corresponde a la inyeccion de agua.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU .00 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 -20000. mejor factor de recuperacion. se tiene mayor recuperacion. mejores utiladades. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . se se concluira diciendo que la mejor opcion para explotar este yacimiento sera con inyeccion de agua ya que sus beneficios sobresalen sobre todos los aspectos.1 MEJOR CASO DE ANALISIS Despues de haber analizado detaladamente todos los casos y heber visto tanto los aspectos tecnicos como economicos. se podra utilizar el agua producida para la inyeccion previo tratamiento. estas son las razones por las que se inclina la decision por el CASO A.INGRE FACTOR DE RECUPERACION CASO BASE CASO A CASO B 28 22 15 17 23 24 26 18 12 1 2 3 7.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . 52 UNIV. una mejor espectativa de vida productiva del reservorio. INGRE 53 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . Si bien esta alternativa devuelve muy buenos resultados estimados con el BOAST. 54 UNIV. es recomendable probar otras alternativas mas. Una mayor inversión en más pozos productores e inyectores. se perforan 2 más para producción y se reacondiciona los 4 primeros para la inyección de agua. podrían devolver mejores caudales y mayores factores de recuperación en menos tiempo. Se escogieron 3 alternativas de producción.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . desde una sencilla con solo 9 pozos productores hasta una en donde se inicia con 12 pozos productores. Decidir la mejor alternativa de producción de un pozo es un proceso muy complejo que incluye el análisis de diversos factores muy importantes. La utilización de herramientas de ingeniería como el Boast98 presta una gran ayuda para la elección del mejor esquema de producción. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE 8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES El simulador Boast98 es una herramienta de ingeniería muy completa que permite estimar el comportamiento de la producción de un yacimiento en función de una gran variedad de datos que pueden ser introducidas a criterio del usuario y/o para algunos casos calculados por el software. ya que el tiempo de producción que se tiene para estas alternativas supera los 20 años y lo deseable es monetizar las reservas lo más pronto posible. ANEXOS: 55 UNIV.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO .INGRE 9. . Tarek) .Gas Reservoir Engineering Paris.SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226” CAMPO MONTEAGUDO RESERVORIO TACURU . R.Fundamentos De Ingeniería De Yacimientos 56 UNIV. Magdalena. .Simulación de Yacimientos de Petróleos Negros Escobar Freddy . .A.Hydrocarbon Phase Behavior Leonard F[1]. BIBLIOGRAFIA Lee. Koederitz Simulation Lecture Notes on Applied Reservoir Recuperación Mejorada de Crudos (PDVSA CIED) SPE Series .INGRE 10. and Wattenbarger. J. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO . T.Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos (Ahmed.Reservoir Engineering Handbook 3Ed CIED PDVSA .Water Flooding MANUAL DE YACIMIENTO Halliburton Ahmed.