Sección SOLUTION

Sección SOLUTION

En esta sección se definen las condicionaes iniciales del modelo:

• Las presiones y saturaciones iniciales de las fases de cada celda.
• Relaciones de solución iniciales.
• Dependecia en profundidad de las propiedades de los fluidos.
• Condiciones iniciales del acuífero analítico.
  

Existen tres opciones de inicialización en Eclipse:

• Equilibration: las presiones y saturaciones iniciales se calculan con el keyword EQUIL.
• Restart: la solución inicial puede ser leída en un archivo Restart, generado por una corrida previa de Eclipse.
• Enumeration: aquí el usuario especifica las condiciones iniciales de cada bloque de la malla. Se usa en presiones anormales, en Barinas por ejemplo: el yacimiento tiene un acuífero activo conectado a superficie que le aporta agua constantemente. Cuando este aporte es muy fuerte, hace que el contacto sea inclinado y no se puede definir la profundidad de los contactos por Equilibration.

Inicializar con Equilibration:
EQUIL: aquí se asignan los contactos y las presiones para el equilibrio hidrostático convencional, además puede existir más de una región de equilibrio. Este keyword consta de una línea, y el orden de los argumentos son: profundidad, presión, contacto agua-petróleo, presión capilar petróleo-agua, contacto petróleo-gas, presión capilar petróleo-gas, RSVD/PBVD, RVVD/PDVD y N. Los cuatro primeros items son los más importantes y obligatorios. El valor por defecto del contacto gas petróleo es la profundidad del datum. Los items son interpretados de manera diferente dependiendo de las fases presentes. EQUIL es la manera más común de inicializar.

Generalmente el contacto agua-petróleo no está alineado con las celdas, de modo que en una celda puede haber dos fluidos, por ejemple petróleo y agua. En la siguiente figura se puede observar:

Por defecto el simulador al calular el hidrocarburo original en sitio, lo hace según el segundo dibujo, pero eso no es correcto porque hay petróleo en la zona de agua y agua en la zona de petróleo. Para corregir este error y calcular los volumenes iniciales de hidrocarburos como lo muestra el primer dibujo, se utiliza el último argumento del keyword EQUIL para dividir la celda en N partes y así identificar qué y cuánto de fluidos hay en la celda a cada lado del contacto.

Inicialización con Enumeration:

Es la otra forma de inicializar pero en este caso se le asignan explicítamente las condiciones iniciales para cada celda, por lo que no es práctico y menos si se tiene un yacimiento de un millón de celdas por ejemplo. La ventaja de este keyword es que es apropiado para yacimientos inicialmente inclinado o en situación de no equilibrio.

Inicialización con Restart: son útiles si se queire ahorrar tiempo de simulación, pero en el curso no se van a usar.

Controles de Salida: como ya se ha mencionado en los anteriores blogs, en control de salida es RPT, en este caso RPTSOL para mostrar los datos tabulados e impresos en el archivo PRT.

Sección REGION:

Esta sección es opcional y divide al yacimiento en regiones de acuerdo a la variación en sus características y en la forma como se quieren mostrar los resultados en el archivo PRT (por ejemplo: una propiedad por capas o regiones específicas según concesiones legales o fallas presentes en la zona).

En la sección SOLUTION, al inicializar con EQUIL ya no sería una línea si no tantas líneas como regiones halla en la malla.

Los keywords más usados en esta sección son FIPNUM, SATNUM, PVTNUM, EQUNUM, y el control de salida es RPTREG.

Construcción de un Modelo

Luego de tener una idea de cómo es Eclipse Blackoil, por medio de las publicaciones anteriores, podemos empezar a contrucción un modelo sencillo. Sólo vamos a ingresar los datos en las secciones Runspec, Grid y Props, que son las que se han publicado. No se utilizará la sección Edit porque recordemos que ésta es opcional, y no se incluirá en este ejemplo.

Los datos para la construcción del modelo:

- Dimensiones: 20 x 5 x 10.
- Yacimiento de petróleo saturado.

- Unidades de campo.

- Se tienen perforados 3 pozos y se planea perforar un máximo de 7 pozos adicionales

- Generar archivos de salida unificados.

- La fecha de inicio de la simulaicón es el 01 de enero de 2007.
- Se plantea dividir el yacimiento en un máximo de 10 secciones para efectos de reportes.

- Existe un acuífero tipo Fetckovich conectado a la base del yacimiento.

- La geometría de la malla es del tipo corner point, fue generada con un pre-procesador y se encuentra en el archivo GEOMETRIA.GRDECL.

- Todas las celdas tienen una porosidad de 20%.

- La permeabilidad vertical es el 10% de la permeabilidad horizontal. (Se proporcionan los valores de permeabilidad horizontal para cada capa)

- Se debe reportar en el archivo PRT las conexiones de celdas no vecinas.

- Las gravedades del petróleo, agua y gas son 30, 1.07, 0.75 respectivamente.

- La roca tiene una compresibilidad de 3.8e-6 a una presión de referencia de 4600 lpc.

- El PVT del agua puede ser estimado con los siguientes valores: Pref=4600 lpc, Bw=1.09 BY/BN, Cw=3.7e-6, viscosidad=0.48 cp, viscosibilidad=0 lpc-1.
- Además se proporcionan las tablas PVT del petróleo (P, Rs, Bo y Viscosidad), PVT del gas (P, Bg y Viscosidad), ambas desde 800 hasta 4600 lpc. Además se proporciona una tabla con Sw, Krw, Krow, Pcow para agua-petróleo; una tabla con Sg, Krg, Krog, Pcog para gas-petróleo y una tabla con la permeabilidad horizontal de cada capa.

Ahora, en qué sección vamos a incluir estos datos. Son muchos los keywords de cada una, pero sólo vamos a usar los relacionados con los datos que nos están dando. Sabemos que en la sección Runspec deben incluirse, las dimensiones de la malla, la fecha de inicio, las fases, preparar al simulador para leer cierta cantidad de información, etc. Por lo tanto, los 8 primeros datos "pertenecen a esta sección". Varios de los keywords correspondientes, como ya se ha mencionado, tiene argumentos; los cuales podemos buscarlos en el Reference Manual. Los 4 siguientes datos se incluyen en la sección Grid. El resto en la sección Props. A continuación vemos cómo quedarían dichos datos en el block de notas:

Sección PROPS

Una vez que se ha realizado el dimensionamiento de las variables, la asignación de memoria(Sección Runspec), la geometría de la malla y las propiedades de la roca; se procede a evaluar la densidad de los fluidos a condiciones de yacimientos y a condiciones del stock tank, usando la ecuación de estado para petróleo negro; así como también se evalúan las propiedades de los fluidos en cada paso de tiempo, los factores volumétricos de formación, las relaciones gas petróleo y la viscosidad. Pero para que el simulador pueda hacer esto se necesitan las funciones de saturación, la compresibilidad de la roca en función de la presión, las permeabildades relativas y presiones capilares en función de la saturación. También se debe establecer las características PVT a condiciones normales y la relación gas-petróleo inicial. Todos estos datos son incluidos en esta sección.

Los simuladores de petróleo negro, como es el caso de EBO, no pueden simular los cambios composicionales. Si se necesita representar la liberación de gas, se tiene que variar el Rs; como es el caso de petróleo negro porque la liberación de gas sería una forma de variación composicional. Sin embargo, el simulador es útil, siempre y cuando los cambios en la composición sean insignificantes y el fluido esté lejos del punto crítico. Entonces, las propiedades de dicho fluido podrán ser representadas en las tablas PVT. Además, el proceso debe ser isotérmico. En caso, de que todo lo anterior no se cumpla, debe usarse un simulador composicional.

En el siguiente diagrama de fases se puede observar los diferentes tipos de fluidos presentes en el yacimiento, que se pueden usar en EBO:

Petróleo muerto representa petróleo por encima del punto de burbuja, la concentración de gas libre no varía, el gas comienza a liberarse sólo cuando cruza la curva de burbuja. En EBO, ese petróleo se considera muerto porque el gas disuelto no afecta su comportamiento, y se denomina Dead Oil.

Petróleo vivo, considerando que inicialmente estuvo subsaturado, comienza a liberar su gas en solución. En EBO, se llama Live Oil.

Petróleo Vivo inicialmente saturado, quiere decir que desde un principio había capa de gas, a medida que cae la presión, se libera más gas. En EBO, se le conoce como Live Oil.

Gas Seco, implica que inicialmente había una sola fase; vapor. Este vapor tiene petróleo vaporizado, pero como la presión cae a temperatura constante, nunca se llega a la presión de rocío porque está lejos de la envolvente. Se denomina Dry Gas, en EBO.

Gas Húmedo, inicialmente, es una mezcla de dos fases dentro de la envolvente, a medida que la presión cae, el líquido se evapora hasta cruzar la curva de rocío, cuando ya no queda líquido. En EBO se le denomina Wet Gas.

Todas estas fases deben ser definidas en la sección Runspec, obviamente dependerán en que situación se encuentre el yacimiento. Viéndolo en el diagrama de fases, si se está a la derecha o a la izquierda del punto crítico y cuántas fases están presentes.

Si hay tres fases y se encuentra a la izquierda del punto crítico, entonces es petróleo saturado por debajo de la presión y temperatura crítica, y se deben definir la siguientes fases en Runspec: OIL, WATER, GAS y DISGAS. Si varía el Rs y la presión de burbuja con la profundidad, se usan los keywords RSVD y PBVD respectivamente, ambos en la sección Solution.

Si hay tres fases, pero esta vez a la derecha del punto crítico, entonces es gas condensado. El petróleo es petróleo muerto y el gas tiene petróleo vaporizado. En este caso, se usan los keywords OIL, WATER, GAS y VAPOIL. De igual manera, si varía RGP y la presión de burbuja con la profundidad, se usan los keywords RVVD y PDVD, ambos en la sección Solution también.

Ingreso de datos PVT según el tipo de fluido:

Petróleo Muerto:

1. PVDO: este keyword usado para petróleo muerto, consiste en una tabla que contiene Bo y la viscosidad en función de la presión. La simulación termina cuando la presión cae por debajo de la de burbuja. En la tabla las presiones deben aumentar desde la Pb hasta la presión del yacimiento, de arriba hacia abajo; y por consiguiente, el Bo va aumentando de abajo hacia arriba. Como es petróleo muerto, el Rs es constante y se usa el keyword RSCONST en PVDO, en caso que haya más de un tipo de petróleo muerto con su respectivo punto de burbuja, habrán más Rs y se usará el keyword RSCONSTT. En la siguiente imagen se observa un ejemplo de este keyword, para un yacimiento de petróleo muerto cuya Pb=3764 psia y un Rs=0,565 MPCN/BN.


2. PVCDO: en este caso se establecen los valores de Bo y viscosidad a la presión de burbuja. Este keyword es una sóla línea en la que se establece la presión, el Bo, la compresibilidad del petróleo, la viscosidad y la viscosibilidad (Cv). De igual manera, la simulación se detiene cuando la presión cae por debajo de la de burbuja y se usa RSCONSTT para más de un petróleo muerto. También se debe definir la presión máxima con el keyword PMAX. A continuación se presenta un ejemplo, para el mismo caso anterior (la presión máxima es 3764):

Petróleo Vivo:

1. PVTO: se usa para definir las propiedades de petróleo subsaturado y saturado. La tabla contiene el Rs en la región saturada a la presión de saturación, la presión de burbuja, Bo, y la viscosidad, de izquierda a derecha (La presión de burbuja varía en función de la cantidad de gas disuelta en el sistema). El valor de Rs en la parte subsaturada no se coloca, el último valor de Rs, lo asume como el de burbuja y su respectiva presión como la presión de burbuja del petróleo.
   
2. PVCO: también se usa para definir la propiedades del petróleo subsaturado y saturado, pero en vez de establecerse los Bo y las viscosidades en función d ela presión, se definen dichos valores a la presión de burbuja, al igual PVCDO. El orden de esta tabla es el siguiente: la presión de burbuja, Rs, Bo, viscosidad, Co y Cv:

Gas Seco:

1. PVDG: se utiliza para especificar las propiedades del gas por encima del punto de rocío. Esta tabla sólo tiene el Bg y la viscosidad en función de la presión de burbuja. Si la presión cae por debajo de la de rocío, entonces la simulación termina. Este keyword tiene RVCONST, para definir la relación los barriles normales de petróleo disuelto en mil pies cúbicos estándar de gas.
   
2. PVZG: tiene la misma función que el keyword anterior, sólo que es alternativo al PVDG. A diferencia de este, se debe establecer una temperatura de referencia, y el simulador calcula el Bg a partir del factor de compresibilidad z del gas.

Gas Húmedo:

1. PVTG: es el único keyword usado para definir las propiedades del gas saturado y subsaturado. Consta de una tabla que contiene Rv, Bg y la viscosidad en función de la presión. Cuando es saturado, los valores que se ingresan son la presión, la relación gas-petróleo, Bg y la viscosidad. Cuando es subsaturado, no se colocan los valores de presión.

En PROPS también se definen las densidades o gravedades específicas de las fases presentes en el sistema. Esto se hace con el keyword DENSITY o GRATIVY.

Otra keyword importante en esta sección es ROCK, o los relacionados con las propiedades de la roca. Se usa para definir la compresibilidad de la roca, si ésta es uniforme. Habrá tantos keywords ROCK, como regiones presentes en el sistema.

Funciones de Saturación:

En PROPS, también se cubren otros aspectos como las funciones de saturación. Esto se hace para especificar los valores más altos y más bajos de saturación de cada fase, las presiones capilares y calcular la movilidad de los fluidos. Para ello, se establecen en forma de tabla la saturación, las permeabilidades relativas y la presión capilar correspondiente. Obviamente, en dicha tabla debe haber la misma cantidad de datos para cada propiedad y las saturaciones se ingresan en fracción.

En EBO, existen dos familias de keywords de saturación, cuyos keywords no pueden mezclarse en una misma simulación. Estos son:

1. Familia 1: los keywords son SWOF, SGOF, SLGOF.

• SWOF: se usa cuando las fases activas son petróleo y agua, en caso que también haya gas se usará, adicionalmente el keyword SGOF o SLGOF. En la tabla se colocan, en el siguiente orden: la saturación de agua, la permeabilidad relativa del agua, la permeabilidad relativa petróleo/agua y la presión capilar agua-petróleo. Los valores de las dos primeras columnas deben aumentar hacia abajo y las dos últimas columnas aumentan hacia arriba.
• SGOF: se usa cuando las fases activas son petróleo y gas, en caso de que el agua sea una fase activa también, se usará el keyword SWOF para representar las saturaciones agua-petróleo. En la tabla se colocan, en el siguiente orden: la saturación de gas, la permeabilidad relativa del gas, la permeabilidad relativa petróleo/gas, y la presión capilar gas/petróleo. Las columnas aumentan hacia abajo, excepto la tercera; la de permeabilidad relativa petróleo/agua. Ambos keywords, tanto SWOF cmo SGOF terminan con un slach.
• SLGOF: se usa cuando las fases activas son petróleo y gas, en caso de que el agua también sea una fase activa, se usa SWOF para representar las saturaciones agua/petróleo. La tabla está organizada de la siguiente manera: saturación de líquido, permeabilidad relativa del gas, permeabilidad relativa petróleo/gas y presión capilar petróleo/gas.

2. Familia 2: los keywords son SWFN, SGFN, SWGFN, SOF3, SOF2, SOF32D.

• SWFN: se usa para definir la permeabilidad relativa del agua y la presión capilar petróleo/agua en función de la saturación de agua. El orden en la tabla es saturación de agua y permeabilidad relativa del agua (ambas aumentando habia abajo) y la presión capilar aumentando hacia arriba. El primer valor de permeabilidad relativa debe ser cero. El keyword termina con un slach.
• SGNF: se usa para definir la permeabilidad relativa del gas y la presión capilar petróleo/gas en función de la saturación de gas. El orden en la tabla es saturación de gas, permeabilidad relativa del gas y la presión capilar, todas aumentando hacia abajo. También termina con un slach.
• SWGFN: sólo si hay gas y agua en el sistema.
• SOF3: se usa para definir la saturación de petróleo cuando las tres fases están presentes. El orden es: saturación de petróleo, permeabilidad relativa petróleo/agua (a la saturación de gas connata) y la permeabilidad relativa petróleo/gas (a la saturación de agua connata).
• SOF32D: es alternativo a SOF3, pero permite establecer la permeabilidad relativa del petróleo como función de la saturación de agua y de gas.
• SOF2: se usa cuando están presentes dos fases y una de ellas es petróleo. La tabla contiene la saturación de petróleo y la permeabilidad relativa del petróleo.

Controles de Salida:

El único control de salida usado en PROPS es RPTPROPS, el cual se ve en el archivo PRT solamente.