Simulacion de yacimiento alwyn n0rth field

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PROYECTO DE SIMULACION

ALWYN-NORTH FIELD

Proyecto presentado por: Jorge Gimenez Jowar Peña Nobel Quiaro

Febrero de 2010

1 TABLA DE CONTENIDO Contenido SUMARIO CAPITULO 1
1.1 INTRODUCCIÓN 1.1 Características del Yacimiento 1.1.1 Permeabilidad Figura 3. Zonas de Permeabilidad del yacimiento Alwyn 1.2.1 Porosidad Figura 4. Zonas de porosidad del yacimiento Alwyn 1.2 Características delos fluidos 1.2.1 Saturación de crudo 1.3 1.3.1 1.3.2 1.3.3 1.3.4 1.3.5 Modelo del reservorio Descripción del campo. Optimización de la malla (Grid). Fallas geológicas. Regiones de equilibrio Funciones de saturación

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6 8 8 8 8 9 9 9 10 10 10 10 10 11 12 12 12 13 14

1.4 Propiedades Iniciales Tabla 1. OOIP en el modelo estático Figura 6 Estimación gráfica del volumen de roca. Figura 7.Representación del arreglo “line staggered” de los pozos. 1.5 Propósito del estudio

CAPITULO 2
2. DESARROLLO DEL CAMPO 2.1 Agotamiento Natural Figura 8. Factor de recobro de crudo en agotamiento natural 2.1.2 Optimización de los intervalos de producción de los pozos (variación del parámetro k) Figura 9. Factor de recobro de crudo en agotamiento natural variando k

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2Figura 10. Producción acumulada de crudo a condiciones de superficie 2.1.3 Incorporación 1 pozo productor vertical 17 17

Figura 11. Factor de recobro empleando 5 pozos productores (línea negra) en comparación con el caso inicial de 4 pozos (línea roja). 17 2.2 Método de recuperación secundaria (Inyección de agua) 2.2.1 Case 1(caso base) 2.2.3 Case 2 (5 pozos inyectores con 6 productores). 2.2.3Case 3 (5 pozos inyectores operando con 7 pozos productores) 18 18 19 19

CAPITULO 3
3.1 Resultados de las evaluaciones empleando el simulador Figura 12. Average de la presión en el yacimiento Figura 13. Caudal de crudo a condiciones de superficie Figura 14. Corte de agua en los sistemas evaluados Figura 15. Factor de recobro para los escenarios estudiados Figura 16. Producción de crudoacumulada para los escenarios estudiados 3.2 Estudio de sensibilidad 3.2.1 Transmisibilidad Figura 17 Estudio sensibilidad variación Anisotropía 3.2.2 Falla Figura 18 Estudio sensibilidad variación transmisibilidad de la falla 2 3.2.3 Altura del WOC Figura 19 Estudio sensibilidad variación del WOC

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CAPITULO 4
4. Evaluación económica Tabla 2. CAPEX de lostres escenarios Tabla 3. Parámetros económicos para la evaluación de los tres escenarios Figura 20. Valor presente neto vs. años de producción case 1 Figura 21. Valor presente neto vs. años de producción case 2 Figura 22. Valor presente neto vs. años de producción case 3

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29 29 30 30 30 31

CONCLUSIONES

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ANEXOS ANEXO Soporte para el análisis económico 33 34

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SUMARIOEste documento está orientado al análisis estático y dinámico del reservorio Brent East de la estructura Alwyn North. Para ello consta de dos partes: la primera tiene por objeto, una cuantificación de las acumulaciones de fluidos presentes en el yacimiento, partiendo de la identificación de los reservorios de areniscas, y la segunda, el enfoque dinámico, es decir, la elaboración del esquema deexplotación del reservorio. Los datos que sirvieron para el estudio de los reservorios fueron obtenidos mediante la perforación de los pozos de exploración verticales A2, A4, y los pozos de delineación N1 y N2. Un análisis por cada capa, se empleó para la determinación de las acumulaciones mientras que el estudio de explotación del yacimiento, se hizo a partir de la aproximación analítica (BalanceMaterial y cálculos de eficiencia) y luego un estudio de modelización numérica con el simulador PUMAFLOW. La optimización de costos permitió privilegiar el escenario de una sola plataforma, y con la modelización numérica se mejoró el desempeño de los pozos productores, así como también el esquema de inyección.

El esquema o escenario de inyección de agua principal (Case 1; 6 productores + 4...
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