Mallas de recuperación secundaria

MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA
OPTIMIZACIÓN DEL DISEÑO POR SIMULACIÓN EN LÍNEAS DE FLUJO

Como es bien sabido el Diseño de las Mallas de Recuperación Secundaria utilizando los métodos Clásicos de
la Ingeniería de Reservorios no permite considerar las heterogeneidades de los reservorios, con sus efectos
variados sobre el comportamiento productivo. Se producen, sin que el Diseño lo haya previsto, severas
canalizaciones de agua o falta de respuesta en petróleo, etc., que condicionan la aplicación del proceso de
Recuperación Secundaria.
Se reconoce que se deben utilizar Modelos que reflejen esas heterogeneidades empleando Simulación
Numérica, sin embargo se ha considerado históricamente que los esfuerzos requeridos para su
implementación eran muy grandes.
Sin duda esta apreciación continúa siendo válida si se considera la Simulación por Diferencias Finitas. En
cambio la Simulación en Líneas de Flujo realiza esta tarea con esfuerzos notablemente menores e integrando
de una manera conceptualmente clara y precisa las características estáticas y dinámicas de los reservorios.
Sintéticamente puede decirse que la Simulación en Líneas de Flujo, para procesos de Recuperación
Secundaria, tiene las siguientes ventajas frente a los Métodos de Diferencias Finitas:
• Mayor Rapidez y menor requerimiento de Memoria Operativa
• Mejor visualización y conceptualización del acoplamiento inyector/productor
• Mejor identificación de las áreas de drenaje
• Más Fácil manejo de los modelos geológicos
Se presenta en este trabajo la aplicación de la Simulación en Líneas de Flujo para la Optimización del Diseño
de Mallas de Recuperación Secundaria en un Yacimiento maduro de la Cuenca Neuquina. Se compara este
Diseño con uno previo realizado por Ingeniería de Reservorios Clásica.
La Simulación en Líneas de Flujo puede considerarse un proceso innovador con investigaciones y desarrollos
actuales variados, llevados a cabo por Grupos de avanzada tecnología y prestigiosas Universidades
internacionales, en ese entorno se inscribe su aplicación al Diseño y Optimización de las Mallas de
Recuperación Secundaria presentadas en este trabajo.

LA SIMULACIÓN NUMÉRICA DINÁMICA EN LÍNEAS DE FLUJO (SNDLF)
A medida que se incrementa la necesidad de una representación más adecuada de la realidad geológica y de
los movimientos de los fluidos en los Reservorios de Petróleo, los Modelos Numéricos resultan cada vez más
complejos. Los programas de Simulación Numérica Dinámica basados en cálculos de Diferencias Finitas o de
Elementos Finitos se ven forzados a brindar soluciones en una escala “gruesa” debido a las limitaciones
habituales de Hardware, tales como la cantidad de Memoria Operativa (aproximadamente 5 KB de RAM por
celda activa) y a los Tiempos Aceptables para las Corridas (Tamaño del TimeStep controlado por el Tamaño
de las Celdas).
La Simulación Numérica Dinámica en Líneas de Flujo (SNDLF) constituye una alternativa innovadora y muy
atractiva que permite el manejo de Modelos Dinámicos en una escala “fina” (sin Upscaling) ya que, al
desacoplar la geometría y la heterogeneidad del flujo de las ecuaciones de transporte, resultan
computacionalmente más rápidos y eficientes en la resolución de problemas dominados por flujos
convectivos (sistemas no altamente compresibles)
Innovación Tecnológica
En Energía y Petroquímica

La Simulación en Líneas de Flujo comienza resolviendo las ecuaciones de flujo mediante la obtención del
campo tridimensional de Presiones considerando las propiedades de las rocas, fluidos y condiciones de
contorno. Posteriormente, se trazan las Líneas de Flujo siguiendo el gradiente de Presiones, en forma
tangencial al campo vectorial de velocidad total, y plantea la ecuación de transporte de fluidos, aplicando la
Ley de Darcy correspondiente, a lo largo de la Línea de Flujo en forma unidimensional. Para ello sustituye en
esa ecuación las variables x, y, z por una variable τ, llamada Tiempo de Vuelo (TOF), que representa el
tiempo que un trazador neutral requiere para alcanzar un punto “s” de la Línea de Flujo. De esta forma las
líneas de flujo dejan de ser tan sensibles a la forma y tamaño de los bloques.
A continuación se resuelve un Balance de Masa en cada Línea de Flujo para mover la composición del fluido
en el tiempo, se mapea esa composición a lo largo de cada línea y finalmente se distribuye el fluido en la
vertical considerando el efecto gravitatorio y volviéndolo a mapear en la grilla 3D. Así, automáticamente, se
vuelve a comenzar el ciclo resolviendo el campo de presiones en cada paso temporal deseado.
Todo este proceso de simulación es rápido, lo que permite tener una gran discretización espacial, y por lo
tanto, representar en mayor medida la heterogeneidad de los reservorios de manera más cercana a la
realidad.
Merece destacarse, como lo muestra la Fig. 1, que en los Modelos de Líneas de Flujo, el fluido es
transportado en la dirección de los gradientes de presiones, a lo largo de las líneas de flujo y no entre
bloques de grilla como ocurre en la Simulación por Diferencias Finitas y que la traza de la Línea de Flujo y el
Tiempo de Vuelo permiten identificar los bloques que requerirían ser “modificados” en un eventual proceso
de Ajuste Histórico.
Sin embargo, cabe acotar que la resolución de las Líneas de Flujo considera que éstas no cambian
significativamente con el tiempo, cosa que sí ocurre con los sistemas altamente compresibles, donde, por lo
tanto, los métodos de las Diferencias Finitas son superiores.
Las principales aplicaciones en las cuales la SNDLF resulta exitosa son las siguientes[3; 4 y 5]:
• Ranking de Grandes Modelos Geológicos para la Caracterización Temprana de Reservorios
• Calibración de Modelos Geológicos en Escala Fina para evaluar los procedimientos geostadísticos y las técnicas
de Upscaling, realizando Sensibilidades a distintos parámetros
• Evaluación, Optimización y Seguimiento de la Recuperación Secundaria utilizando Nuevos Parámetros,
función de las propiedades estáticas y dinámicas de los reservorios, como son las Líneas de Flujo con los TOF y las
Conectividades entre inyectores y productores (WAF, Well Allocation Factors).
• Optimización de la Locación de Pozos Ínter-distanciados
• Ajuste Histórico Integral de Modelos Estático – Dinámicos en Escala Fina
Este trabajo va a centrar la atención en el punto referido a la Optimización de Proyectos de Recuperación
Secundaria, con los nuevos Parámetros para su Evaluación y Seguimiento, particularmente en lo referido al
Diseño de Mallas.

OPTIMIZACIÓN DEL DISEÑO DE MALLAS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR SNDLF
Para el manejo de los Proyectos de Recuperación Secundaria por Inyección de Agua existen varias
herramientas que permiten su representación y modelización. Estas realizaciones pueden clasificarse en dos
grandes grupos, dentro de las que se incluyen algunas de las técnicas que se detallan a continuación:
Métodos de la Ingeniería Clásica de Reservorios:
• Por Análisis Adimensional Analógico con Reservorios de Características Similares
• Por Combinación del Análisis Declinatorio, Balance de Materiales y Curvas Tipo
• Por Métodos Analíticos tales como el de Ershaghi Modificado, de Flujo Segregado, de Stiles, de Avance
Frontal de Buckley-Leverett, etc.

Métodos de Simulación Numérica Dinámica:
• en Diferencias Finitas (SNDDF)
• por Líneas de Flujo (SNDLF)
En líneas generales, los Métodos de la Ingeniería Clásica de Reservorios permiten dar una respuesta
promedio rápida del comportamiento dinámico de un reservorio durante la Inyección de Agua. Sin embargo,
no suelen ser representativos de las heterogeneidades que siempre están presentes en los reservorios de
petróleo. Además, no son muy flexibles para modificar las condiciones de explotación y/o de inyección tanto
en los pozos como en grupos de ellos.
La Simulación Numérica Dinámica es una herramienta que supera las limitaciones mencionadas de los
Métodos Clásicos, aunque presenta la dificultad de requerir una mayor cantidad de información cuyas
incertidumbres deben estar acotadas. En consecuencia, con la Simulación Numérica Dinámica es posible
representar las heterogeneidades que presentan las propiedades petrofísicas en el reservorio, como así
también los diferentes cambios en las condiciones de explotación y/o inyección en los pozos o grupos de
ellos.
Al comparar ambos métodos numéricos se encuentra que las principales ventajas de la SNDLF frente a la
SNDDF son:
• Resolver mejor problemas donde el flujo de fluidos está dominado por el desplazamiento, como ocurre en
los barridos por inyección de agua en reservorios de petróleo;
• Trabajar con Modelos que contienen un mayor número de celdas en tiempos más cortos de
procesamiento;
• Detectar las zonas del reservorio donde principalmente se produce el flujo de fluidos; identificando los
sectores ya barridos;
• Determinar el volumen poral drenado por cada productor , tanto en la producción primaria
como en la secundaria (excepto para flujos altamente compresivos o dominados por fuerzas capilares);
• Determinar el volumen poral contactado por cada inyector ;
• Identificar las conexiones inyector/productor, cuantificando dicha relación a través de los WAF ;
Mediante la visualización de gráficos de la Eficiencia de Barrido y del Volumen Poral Contactado
la SNDLF permite optimizar los factores de recuperación de petróleo, a nivel del reservorio y de
cada una de las mallas.
El siguiente Caso Histórico muestra la aplicación de la SNDLF como una herramienta novedosa para la
optimización del diseño y seguimiento de Proyectos de Recuperación Secundaria

MIRTA GALACHO, NÉSTOR GALACHO, PABLO VÁZQUEZ Y LUCIANA MASUD, MG&A OIL & GAS
MGoilandgas@MGoilandgas.com.ar – www.mgoilandgas.com.ar

Artículos Técnicos
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