ES2951566T3 - Método para acoplar modelos de flujo de fluido y geomecánico para sistemas de hidrocarburos integrados utilizando eventos desencadenantes conocidos - Google Patents

Método para acoplar modelos de flujo de fluido y geomecánico para sistemas de hidrocarburos integrados utilizando eventos desencadenantes conocidos Download PDF

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Mookanahallipatna Ramasesha Lakshmikantha
Serra José María Segura
Ulisses T Mello
Eduardo Rocha Rodrigues
Paula Aida Sesini
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Abstract

El modelo de flujo de fluidos de acoplamiento y el modelo geomecánico para sistemas petroleros integrados, en un aspecto, pueden comprender el análisis de datos históricos asociados con un yacimiento para determinar uno o más eventos desencadenantes que desencadenan cambios abruptos en el estado de tensión de la estructura sólida del yacimiento y en la presión del poro. A partir de los eventos desencadenantes determinados se definen uno o más intervalos de tiempo. El modelo de flujo de fluido y el modelo geomecánico se acoplan en uno o más pasos de tiempo definidos, por ejemplo, unidireccional o bidireccional. El número de iteraciones se puede calcular automáticamente para que converja el acoplamiento bidireccional. (Traducción automática con Google Translate, sin valor legal)

Description

DESCRIPCIÓN
Método para acoplar modelos de flujo de fluido y geomecánico para sistemas de hidrocarburos integrados utilizando eventos desencadenantes conocidos
CAMPO
La presente aplicación está relacionada en general con la gestión de recursos naturales, y más particularmente con modelos de flujo de fluido y geomecánicos para sistemas de hidrocarburos integrados y simulación.
ANTECEDENTES
Muchas situaciones en la gestión de campos de hidrocarburos requieren del conocimiento de las tensiones in-situ del reservorio y su evolución durante el ciclo de vida de producción de los reservorios. Por ejemplo, en casos en los que hay redes de fracturas naturales pre-existentes, cambios en el campo de tensiones pueden inducir mayor o menor producción a lo largo de algunas direcciones de fracturas, afectando las decisiones sobre la ubicación de pozos y estrategias de producción e inyección. Otras consideraciones ingenieriles importantes pueden verse afectadas por la compactación y subsidencia en el reservorio y la región colindante por encima de este (overburden). Las simulaciones geomecánicas se utilizan para calcular la respuesta mecánica de las rocas del reservorio asociada con la producción de fluidos o su inyección en las formaciones subterráneas. Estas simulaciones se utilizan para tomar decisiones durante la gestión del ciclo de vida del reservorio. Es importante considerar los efectos de las fallas y redes de fracturas pre­ existentes en la producción de petróleo y gas en reservorios convencionales y no-convencionales.
Con tal de simular el comportamiento geomecánico de reservorios, es necesario la modelización de ambas respuestas de flujo de fluido y geomecánica para proporcionar resultados realistas sobre el comportamiento totalmente acoplado de los reservorios bajo producción. El acoplamiento es necesario porqué el estado de tensiones y la deformación del esqueleto sólido dependen de la presión del fluido dentro del reservorio. Esto define dos problemas físicos distintos, en los que la física de las fases sólida y fluido deben resolverse simultáneamente. Por tanto, el modelo matemático a resolver se compone de dos sistemas de ecuaciones diferenciales parciales que rigen el estado tensional del esqueleto sólido y la presión del fluido y las fases, respectivamente. El resultado del problema del fluido se utiliza para resolver el problema de sólido y, a su vez, el resultado del problema del sólido se utiliza para resolver el problema del fluido. Después de discretizar las ecuaciones diferenciales parciales de estos problemas, se ha de utilizar un esquema de acoplamiento numérico para reforzar esta interdependencia. Las soluciones conocidas utilizan esquemas acoplados basados sólo en criterios de convergencia numérica.
Para resolver el problema del sistema acoplado fluido-mecánico, se pueden utilizar distintas estrategias de acoplamiento. Los esquemas más comúnmente utilizados son: (1) acoplamiento total; (2) acoplamiento secuencialmente iterativo; (3) acoplamiento iterativo; (4) acoplamiento relajado; (5) esquema de acoplamiento relajado escalonado en el tiempo; y (6) acoplamiento explícito unidireccional. En el esquema de acoplamiento total, las ecuaciones acopladas de flujo y geomecánica se resuelven simultáneamente en cada paso de tiempo de la solución numérica. En el esquema de acoplamiento secuencialmente iterativo, se resuelve primero un problema, digamos fluido, y el otro problema se resuelve utilizando el resultado de la solución intermedio para iterar en cada paso de tiempo hasta que la solución converge totalmente. En el esquema de acoplamiento relajado, se resuelven los dos grupos de ecuaciones independientemente y se pasa la información en determinados intervalos de tiempos en ambas direcciones. En el esquema de acoplamiento relajado escalonado en el tiempo, el paso de tiempo total establecido para el simulador mecánico se divide en varios pasos de tiempo para el simulador de flujo. Al final del intervalo de tiempo la presión de poro se pasa al simulador de geomecánica. En el acoplamiento explícito unidireccional, se resuelven independientemente los dos grupos de ecuaciones sobre el mismo intervalo de tiempo total y se actualiza la información sólo unidireccional, es decir, desde el simulador de flujo al simulador de geomecánica. Normalmente los puntos de acoplamiento están basados en criterios de convergencia.
BREVE RESUMEN
El documento WO 2012/079009 A2 describe el acoplamiento de un modelo de flujo de fluido y un modelo geomecánico para la simulación de un reservorio.
El objetivo de la presente invención es proporcionar una forma alternativa de acoplar dicho modelo de flujo de fluido y un modelo geomecánico.
La invención da a conocer un método para acoplar el modelo de flujo de fluido y el modelo geomecánico para sistemas de hidrocarburos integrados, comprendiendo:
el análisis de datos históricos asociados con un reservorio para determinar uno o más eventos desencadenantes que desencadenan cambios abruptos en el estado de tensiones del esqueleto sólido del reservorio y/o de la presión de poro; la definición de uno o más pasos de tiempo de acoplamiento o acoplamiento más ajustado basados en los eventos desencadenantes determinados;
el acoplamiento o acoplamiento más ajustado, por un procesador, del modelo de flujo de fluido y del modelo geomecánico en el uno o más pasos de tiempo definidos de acoplamiento manteniendo desacoplados o acoplados relajadamente el modelo de flujo de fluido y el modelo geomecánico en los pasos de tiempo restantes;
y el cálculo automático de un número de iteraciones para que el acoplamiento o acoplamiento más ajustado converja. Realizaciones adicionales del método son según las funciones de las reivindicaciones dependientes 2 a 10.
La invención también da a conocer un sistema para acoplar el modelo de flujo de fluido y el modelo geomecánico para sistemas de hidrocarburos integrados, comprendiendo:
un procesador diseñado para llevar a cabo un método según la invención;
un módulo desencadenante incluido en el procesador y también utilizable para ejecutar en el procesador, el módulo desencadenante también utilizable para determinar uno o más eventos desencadenantes usando datos históricos asociados con un reservorio, siendo el uno o más eventos desencadenantes que desencadenan cambios abruptos que exceden un umbral de cambio en el estado de tensiones del esqueleto sólido de un reservorio y/o en la presión de poro, el módulo desencadenante también utilizable para definir uno o más pasos de tiempo de acoplamiento o acoplamiento más ajustado basados en los eventos desencadenantes determinados, el módulo desencadenante también utilizable para causar el acoplamiento o acoplamiento más ajustado del modelo de flujo de fluido y del modelo geomecánico al uno o más pasos de tiempo de acoplamiento definidos manteniendo desacoplados o acoplados relajadamente el modelo de flujo de fluido y el modelo geomecánico en los pasos de tiempo restantes, el módulo desencadenante también utilizable para calcular automáticamente un número de iteraciones para que el acoplamiento converja,
en el cual el uno más eventos desencadenantes comprenden el comienzo de producción de un pozo, el comienzo de la inyección de fluido en un pozo, una caída que exceda un primer umbral en el campo de presión, un pico excediendo un segundo umbral en el campo de presión, la rotura del revestimiento de un pozo, o la reactivación de una falla, o combinaciones de los mismos.
Realizaciones adicionales del sistema son según las funciones de las reivindicaciones dependientes 13 a 15.
También se proporciona un medio de almacenamiento legible por ordenador que almacena un programa de instrucciones que cuando es ejecutado por una máquina hará que la máquina realice uno o más métodos reivindicados en la presente.
En lo consiguiente se describen en detalle funciones adicionales así como la estructura y operación de varias realizaciones en referencia a los dibujos anexos. En los dibujos, números de referencia semejantes indican elementos idénticos o funcionalmente similares.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LAS DISTINTAS VISTAS DE LOS DIBUJOS
La Fig. 1 es un diagrama que muestra el acoplamiento desencadenante inteligente entre los simuladores de flujo de fluido en el reservorio y el geomecánico en una realización de la presente divulgación.
La Fig. 2 muestra esquemas de la presión de fluido media de un reservorio a medida que se produce petróleo, agua, y gas, y los eventos desencadenados representados en una realización de la presente divulgación.
La Fig. 3 ilustra un acoplamiento de Flujo-Geomecánica con un esquema de acoplamiento relajado escalonado en eventos desencadenantes específicos definidos por eventos mostrados como flechas verticales en una realización de la presente divulgación.
La Fig.4 ilustra un acoplamiento de Flujo-Geomecánica con un esquema de acoplamiento relajado escalonado en el que la presión de fluido del simulador geomecánico se actualiza al principio del paso de tiempo en una realización de la presente divulgación.
La Fig. 5 ilustra un acoplamiento de Flujo-Geomecánica con un esquema de acoplamiento relajado escalonado unidireccional con actualizaciones a partir del simulador geomecánico en una realización de la presente divulgación.
La Fig. 6 muestra un acoplamiento de Flujo-Geomecánica con un esquema de acoplamiento relajado escalonado en el que el simulador geomecánico se actualiza con la presión del simulador de flujo y el simulador de flujo se actualiza con propiedades petrofísicas del simulador geomecánico hasta que se satisface un criterio de convergencia en una realización de la presente divulgación.
La Fig. 7 es un diagrama de flujo ilustrando un método de la presente divulgación en una realización.
La Fig. 8 ilustra un esquema de un ejemplo de ordenador o sistema de procesado que puede implementar el sistema de acoplamiento inteligente en una realización de la presente divulgación.
La Fig. 9 ilustra la definición de un criterio para decidir cuando los cambios de presión asociados a un pozo dado son significantes.
DESCRIPCIÓN DETALLADA
La Fig. 1 es un diagrama de componentes mostrando un resumen de un desencadenante de acoplamiento inteligente entre el simulador de flujo de fluido en el reservorio y el simulador de geomecánica en una realización de la presente divulgación.
Se divulga una estrategia innovadora que utiliza eventos desencadenantes conocidos en la historia de un reservorio para definir puntos clave en los que el acoplamiento debería ser acoplado firmemente. Ésta es una manera eficaz de utilizar la historia de las condiciones del reservorio para disminuir el coste computacional para la ejecución de simulaciones geomecánicas acopladas. Las ecuaciones de flujo de reservorio 102 forman parte del modelo de flujo de fluido que simula el flujo de fluido. Las ecuaciones geomecánicas 104 constituyen el modelo geomecánico que simula la respuesta geomecánica de las rocas de reservorio.
Una interfaz o sensor o modulo desencadenante 106 determina los pasos de tiempo, en los que debería ocurrir el acoplamiento entre las ecuaciones de flujo de reservorio 102 y las ecuaciones geomecánicas 104. El módulo de avance en el tiempo 108 avanza pasos de tiempo en la simulación de los dos modelos 102 y 104. Un módulo de convergencia 110 determina un punto de convergencia entre las soluciones de las ecuaciones de flujo de reservorio 102 y las ecuaciones geomecánicas 104.
Un esquema de acoplamiento innovador en una realización toma en cuenta la historia de eventos desencadenantes en la dinámica del reservorio. La escala de tiempo de las deformaciones del reservorio también tiende a ser mucho mayor que la escala de tiempo para cambios en el flujo de fluido. Normalmente, los cambios en el estado de tensiones en un reservorio son suaves y graduales durante la producción hasta que tiene lugar un desarrollo del campo de origen humano u otro evento geológico natural. Estos eventos pueden desencadenar cambios abruptos en el estado de tensiones del esqueleto sólido del reservorio y/o en la presión de poro. La Fig. 2 muestra cambios típicos en el comportamiento de la presión de fluido asociado con algunos de estos eventos desencadenantes. Una metodología de acoplamiento utiliza un acoplamiento más ajustado cuando los cambios son significantes, tal y como se determina basado en un criterio o umbral. Por ejemplo, cambios en la presión son significativos en los valles de la Fig. 2 y están causados durante el proceso de inyección de pozo entre el comienzo y el final de la inyección de fluido.
El criterio para decidir cuando el cambio es significativo en una realización está basado en la estimación del cambio esperado basado en el comportamiento pasado. Por ejemplo, en referencia a la Fig. 9, se marca la línea sólida 902 que indica el valor esperado de la presión para el próximo paso de tiempo utilizando series de Taylor, lo que permite el cálculo de un error basado en esta predicción y en el valor observado. La Fig. 9 ilustra la definición de un criterio para decidir cuando el cambio de presión para un pozo dado (reservorio) es significativo. Una de las maneras de definir este error (e) es:
Figure imgf000004_0001
donde pn/1 es la presión medida en un pozo dado en el tiempo n+1 y p n/1 es el campo de presión estimado utilizando series de Taylor:
Figure imgf000004_0002
Que se puede simplificar a la siguiente ecuación en la que el índice n representa el paso de tiempo actual:
Figure imgf000005_0001
N
donde las derivadas pn con N =', están dadas por las formulaciones en diferencias finitas hacia atrás tal y como sigue:
Figure imgf000005_0002
y las derivadas p n_1 están también dadas por la formulación en diferencias finitas hacia atrás:
Figure imgf000005_0003
Cuando el modulo del error |e| es mayor que un valor de la tolerancia (etol) dado por el usuario, se asume que el cambio de presión es significativo.
La metodología también se aprovecha de cambios relativamente pequeños entre estos eventos para forzar un acoplamiento relajado, dado que un acoplamiento frecuente no sería necesario. Así, la metodología de la presente divulgación en una realización es una estrategia inteligente que define los tiempos críticos de acoplamiento y relaja el acoplamiento cuando tienen lugar cambios pequeños y graduales.
En una realización, una interfaz de alto nivel acopla relajadamente los simuladores de flujo de fluido y geomecánico. El acoplamiento ocurre al nivel del cálculo del paso de tiempo. El paso de tiempo total designado para el simulador mecánico se divide en pasos de tiempo múltiples para el simulador de flujo. Al final del intervalo de tiempo, la presión de poro se pasa al simulador de geomecánica para la actualización de la presión de fluido. La presión de fluido se utiliza como carga y permite al simulador geomecánico calcular las deformaciones y últimamente los cambios de porosidad y permeabilidad afectados por las deformaciones de los pasos de tiempo subsiguientes del simulador de flujo. Este algoritmo de acoplamiento escalonado en el tiempo bidireccional avanza hasta que ambos simuladores alcanzan su paso de tiempo final.
Los métodos de solución secuencial son competitivos con respecto al método de acoplamiento total cuando se aseguran comportamientos de estabilidad numérica y convergencia. Los resultados obtenidos con una técnica de acoplamiento iterativa son precisos y similares a los resultados calculados con una técnica de acoplamiento total cuando para las iteraciones no-lineales se utiliza una tolerancia ajustada.
El acoplamiento relajado escalonado en el tiempo de dos simuladores independientes de flujo y mecánicos presentado en esta divulgación es competitivo debido a esta técnica que captura la mayoría de la física compleja a un coste sustancialmente reducido. Los esquemas de acoplamiento total tienen un alto coste de desarrollo y computacional. Una ventaja de la técnica de acoplamiento relajado es que se alcanzan resultados precisos con menos desarrollo de código y coste computacional que con las técnicas totalmente acopladas. Otra ventaja del método de la presente divulgación es que los eventos que tienen una significancia mecánica tal y como pozos nuevos, comienzo de la inyección, caídas bruscas y picos en el campo de la presión y eventos de pozos (por ejemplo, rotura del revestimiento), reactivación de falla se utilizan para determinar los tiempos específicos en los que el acoplamiento debería ser forzado de un modo más ajustado. Así, la estrategia de la presente divulgación permite que el acoplamiento sea adaptativo y el acoplamiento es más ajustado en tiempos en los que ocurren los eventos conocidos en el reservorio.
El algoritmo de interfaz para el acoplamiento de los simuladores de flujo y geomecánicos se puede considerar un acoplamiento inteligente en el sentido de que la metodología puede utilizar la información de los eventos definidos para seleccionar los pasos de tiempo para el acoplamiento. En una realización de la presente divulgación, una metodología puede proporcionar las siguientes funciones en la interfaz de acoplamiento: el simulador geomecánico de tensiones: (a) Cálculo automático para definir los pasos de tiempo específicos para acoplar el simulador de flujo de fluido con el simulador geomecánico basado en los eventos desencadenantes conocidos.
En una realización, un método puede primero definir los pasos de tiempo de acoplamiento específicos utilizando los eventos conocidos de la historia de producción del reservorio. Por ejemplo, tal y como se muestra en la Fig. 2, los datos históricos indican que se debería forzar un acoplamiento más ajustado en los dos eventos de caída de presión representados por valles en la presión. Un acoplamiento más relajado se puede aplicar en los descensos lentos anteriores, posteriores y entre los valles.
La simulación comienza utilizando un paso de tiempo que es típico de la escala de tiempo del problema (típicamente en el orden de días a un mes para el flujo de fluido), los próximos pasos de tiempo se calculan utilizando una estrategia adaptativa de control del paso de tiempo basada en la estimación del error local de integración en el tiempo con respecto a las presiones. El error local de integración en el tiempo dentro de un intervalo de tiempo se define como la diferencia
de la solución numérica al final del paso de tiempo P1+i y la estimación de la presión para un pozo dado utilizando series
de Taylor pn/i definidas por la ecuación 2:
Figure imgf000006_0001
La norma del error se relaciona con la diferencia de la solución numérica entre el final y el comienzo del paso de tiempo:
Figure imgf000006_0002
Donde Ties el estimador del error relativo y V1ie y V2r|e son límites definidos por el usuario.
Para q " V1ie se calculará el nuevo tiempo para la siguiente expresión:
Figure imgf000006_0003
Para q # V2r|e se repite el paso de tiempo antiguo con la nueva medida del paso de tiempo.
(b) Cálculo automático del número de iteraciones necesarias para que el acoplamiento converja.
El cálculo automático del número de iteraciones en una realización de la presente divulgación está basado en el método para la convergencia de ambos campos de variables de presiones y desplazamientos análogos a los utilizados en la solución de sistemas no lineales utilizando el método de Newton. Por ejemplo, el cálculo comienza estimando una norma
H'H en R N del residuo para la presión de fluido ||R|p y para el desplazamiento | |R |u tal y como sigue:
Figure imgf000006_0004
Donde p es la presión de fluido obtenida en la iteración k,
Figure imgf000007_0001
es la presión de fluido obtenida en la iteración previa k-1 y U k y U k1 son los desplazamientos en las iteraciones k y k-1, respectivamente.
La norma de la norma del residuo total |
Figure imgf000007_0004
se calcula tal y como sigue:
IIRII = URlIp ""I#
k
Y Tj es un parámetro que especifica el criterio de paro para la solución de la iteración k:
Figure imgf000007_0002
Donde 7 ° ( 0 ,1 y el valor de la tolerancia se define como sigue:
Figure imgf000007_0003
Donde se puede escoger que sea ?7ma< =0.9999.
En una realización, el acoplamiento inteligente funciona utilizando eventos específicos como elemento desencadenante para definir los pasos de tiempo de acoplamiento específicos. Los elementos desencadenantes para el acoplamiento son eventos específicos que deberían tener acoplamiento en los pasos de tiempo específicos. En una realización, uno o más de los siguientes eventos se utilizan como eventos desencadenantes: Nuevos pozos; Comienzo de inyección de fluido en pozos; Caídas bruscas y picos en el campo de presión (por ejemplo, tal y como se determinan en base a un criterio o umbral, por ejemplo, una caída mayor que un valor umbral primero, un pico mayor que un valor umbral segundo); Rotura del revestimiento en pozos; Reactivación de fallas. Se pueden utilizar otros eventos, por ejemplo, que se considera que tienen un impacto mecánico o importancia.
Estos elementos desencadenantes se representan en la Fig.2, que describe esquemáticamente la presión de fluido media de un reservorio a medida que se produce petróleo, agua, y gas. Los eventos desencadenantes definen pasos de tiempo más ajustados entre los simuladores de fluido y geomecánico. En esta figura, los eventos tienen la siguiente implicación para el comportamiento geomecánico del reservorio:
• Un pozo de producción nuevo empezará a producir o a disminuir la presión de fluido en el reservorio y se hace necesario un acoplamiento más ajustado porque causa un efecto de drenaje local y si éste alcanza una zona de fractura puede crear un canal de producción.
• El comienzo de la inyección de fluido tendrá el efecto opuesto de un pozo de producción nuevo mediante el aumento local de la presión de fluido en las zonas adyacentes al pozo. También causará cambios en la ubicación de los contactos de gas-petróleo y petróleo-agua. Los cambios de la presión de fluido pueden también inducir cambios en el campo de tensiones causando eventos micro-sísmicos en algunos casos extremos.
• En el caso de producción de crudo pesado, los efectos térmicos se inducen por inyección de vapor caliente cambiando significativamente el régimen de flujo en el reservorio debido a los cambios localizados en las propiedades de los hidrocarburos (por ejemplo, viscosidad).
• La rotura de revestimientos puede estar causada por la compactación de sedimentos o por la reactivación de fallas que inducen un movimiento diferencial entre las rocas y el revestimiento de metal. Este evento normalmente aumenta el riesgo de pérdida del pozo afectado debido a la falta de su integridad.
• Las bajadas bruscas o picos observados en el campo asociados con cambios de las propiedades petrofísicas (por ejemplo, permeabilidad, porosidad) debido a cambios en el comportamiento dinámico del reservorio (por ejemplo, cambio en la composición de las fases del hidrocarburo y de las propiedades de los fluidos).
• Otros eventos operacionales de campo tales como el cierre temporal de pozos, etc.
Una metodología en una realización puede primero definir los pasos de tiempo de acoplamiento específicos utilizando los eventos conocidos de producción histórica del reservorio. De la Fig. 2, se puede ver que se ha de forzar un acoplamiento más ajustado en los dos eventos de caída de la presión representados por valles en la presión. Se puede aplicar un acoplamiento más relajado en la reducción lenta de la presión antes, después y entre los valles. En una realización, se pueden definir los eventos que desencadenarían acoplamiento, por ejemplo, basados en datos históricos. Por ejemplo, se identifican o determinan eventos, que causan cambios abruptos en la curva de presión media del campo a lo largo del tiempo. Durante una simulación, el suceso de dichos eventos desencadena el acoplamiento de los modelos geomecánico y de fluido.
La Fig. 3 representa la evolución en el tiempo del simulador de flujo de fluido 302 en la parte superior con los pasos de tiempo representados por las marcas verticales 304. Las marcas negras 306 en la parte inferior representan los pasos de tiempo para el simulador geomecánico 308. La simulación de flujo de fluido puede tener unos pasos de tiempo mucho más pequeños debido a la escala del problema de flujo de fluido. Las líneas verticales 310 que conectan la línea inferior horizontal con la línea superior horizontal representan un acoplamiento escalonado unidireccional a determinados pasos de tiempo que están definidos por los eventos desencadenantes. Esta figura muestra una opción de acoplamiento en la que no hay ninguna comunicación al simulador de flujo. El esquema ilustrado en la Fig. 3 actualiza la presión de fluido en el simulador geomecánico al final de su primer paso de tiempo.
En otra realización, la metodología de la presente divulgación puede que actualice la presión al principio del paso de tiempo geomecánico tal y como se muestra en la Fig. 4. La Fig. 4 ilustra un acoplamiento flujo-geomecánico con un esquema de acoplamiento escalonado relajado en el que la presión de fluido del simulador geomecánico se actualiza al principio de su paso de tiempo en una realización de la presente divulgación. Por ejemplo, al principio del paso de tiempo 1 del simulador geomecánico mostrado en 402, la presión de fluido del simulador geomecánico utiliza los datos del paso de tiempo del simulador de fluido mostrado en 404.
La Fig. 5 ilustra un acoplamiento de Flujo-Geomecánica con un esquema de acoplamiento relajado escalonado unidireccional con actualizaciones a partir del simulador geomecánico en una realización de la presente divulgación. El esquema de actualización mostrado en esta figura puede ser utilizado para actualizar las propiedades petrofísicas (por ejemplo, permeabilidad, porosidad) del simulador de flujo a partir de los datos del simulador de geomecánica. Éste es un acoplamiento unidireccional con actualizaciones desde el simulador de geomecánica al de flujo en una realización.
La Fig. 6 muestra un acoplamiento de Flujo-Geomecánica con un esquema de acoplamiento relajado escalonado en el que el simulador geomecánico se actualiza con la presión del simulador de flujo y el simulador de flujo se actualiza con propiedades petrofísicas del simulador geomecánico hasta que se satisface un criterio de convergencia en una realización de la presente divulgación. Este esquema se puede utilizar en un caso en el que se desea o requiere de una mayor precisión en la solución. Esta figura muestra la ejecución de un acoplamiento bidireccional hasta que la solución converge. Un criterio de convergencia puede ser un umbral. Por ejemplo, un criterio puede comprobar si los resultados de los dos simuladores o modelos están dentro de un valor umbral.
La Fig. 7 es un diagrama de flujo que ilustra un método de la presente divulgación en una realización. En 702, se analizan los datos históricos asociados con un reservorio para determinar uno o más eventos desencadenantes que desencadenan cambios abruptos en el estado de tensiones del esqueleto sólido del reservorio y/o en la presión de poro. Por ejemplo, los eventos desencadenantes del pasado se identifican por un análisis del historial de presión pasado. Se puede usar un método automático para identificar ambos cambios abruptos pasados y futuros utilizando el método descrito anteriormente. Si el cambio de la presión es mayor que un umbral, por ejemplo, definido por el usuario (por ejemplo, considerado un cambio significante), este evento desencadenaría el acoplamiento durante la simulación.
En 704, se definen los pasos de tiempo en los que acoplar un simulador o modelo de flujo de fluido con un simulador o modelo geomecánico basado en los eventos desencadenantes determinados. Para eventos pasados, los pasos de tiempo se pueden determinar en base a la escala de tiempo de los cambios. Se utilizan pasos de tiempo más pequeños cuando los cambios son más abruptos. Los pasos de tiempo en los que acoplar un simulador de flujo de fluido con un simulador geomecánico se pueden definir automáticamente usando el método descrito anteriormente que describe el cálculo automático para definir los pasos de tiempo específicos.
En 706, se acoplan el modelo de flujo de fluido y geomecánico en los pasos de tiempo definidos. Por ejemplo, los datos calculados del modelo de flujo de fluido pueden ser introducidos al modelo geomecánico para sus cálculos. Cuando el acoplamiento es unidireccional, sólo los resultados calculados por un simulador son utilizados como entrada de datos para el otro simulador. Cuando el acoplamiento es bidireccional, los resultados calculados con el simulador de flujo de fluido se utilizan como input para el simulador geomecánico y, a su vez, los resultados calculados con el simulador geomecánico se utilizan como entrada de datos para el simulador de flujo de fluido. La presión de fluido calculada por el simulador de flujo de fluido es la presión de poro utilizada como entrada de datos por el simulador geomecánico. Los desplazamientos calculados por el simulador geomecánico se utilizan como entrada de datos por el simulador de flujo de fluido para calcular actualizaciones para los nuevos valores de la porosidad y permeabilidad del reservorio.
En 708, se calcula automáticamente el número de iteraciones para que el acoplamiento converja basado en las soluciones del modelo del flujo de fluido y el modelo geomecánico. Por ejemplo, primero se ejecuta el simulador de flujo de fluido. El campo de presión de fluido obtenido por el simulador se utiliza como entrada de datos para el simulador geomecánico que se ejecuta en secuencia. Entonces se comparan los resultados de los dos simuladores (presiones y desplazamientos) con los umbrales de tolerancia definidos por el usuario, por ejemplo, del modo descrito anteriormente en el método de cálculo automático del número de iteraciones. Cuando el residuo estimado es menor que o igual al umbral de tolerancia definido por el usuario el lazo de iteraciones para y los resultados obtenidos por los simuladores se utilizan como entrada de datos en el próximo paso de tiempo.
La Fig. 8 ilustra un esquema para un ejemplo de ordenador o sistema de procesado que puede implementar un sistema de acoplamiento inteligente en una realización de la presente invención. El sistema de ordenador es sólo un ejemplo de un sistema de procesamiento adecuado y no pretende sugerir cualquier limitación en el alcance de la presente invención.
Los componentes de un sistema de ordenador pueden incluir, pero no están limitados a, uno o más procesadores o unidades de procesado 12, una memoria de sistema 16 y un bus 14 que acopla varios componentes de sistema incluyendo memoria de sistema 16 a procesador 12. El procesador 12 puede incluir un módulo de evaluación del impacto 10 que ejecuta métodos descritos en la presente. El módulo 10 puede estar programado dentro de los circuitos integrados del procesador 12, o cargados desde la memoria 16, medio de almacenamiento 18, o red 24 o de cualquiera de sus combinaciones.
El bus 14 puede representar uno o más de cualesquiera de los varios tipos de estructura de bus, incluyendo una memoria de bus o controlador de memoria, un bus periférico, un puerto acelerado de gráficos, y un procesador o un bus local utilizando cualesquiera de una variedad de arquitecturas de bus. A modo de ejemplo, y sin limitación, tales arquitecturas incluyen bus de Arquitectura Estándar de Industria (ISA, en inglés “Industry Standard Architecture”), bus de Arquitectura de Micro Canal (MCA, en inglés “Micro Channel Architecture bus”), bus ISA Mejorado (EISA, en inglés “Enhanced ISA”), bus local de la Asociación de Estándares de Video Electrónicas (VESA, en inglés “Video Electronics Standards Association”), y bus de Componente Periférico Interconectas (PCI, en inglés “Peripheral Component Interconnects”).
El sistema de procesamiento mostrado puede ser operacional con muchas otras configuraciones o entornos de sistema computacional de propósito general o específico. Ejemplos de sistemas de computación bien conocidos, entornos, y/o configuraciones que pueden ser adecuados para su uso con el sistema de procesamiento mostrado en la Fig. 8 pueden incluir, pero no están limitados a, sistemas de ordenador personal, sistemas de ordenador de servidor, clientes ligeros (en inglés “thin clients”), clientes pesados (en inglés “thick clients”), dispositivos portátiles o laptop, sistemas multiprocesadores, sistemas basados en microprocesadores, decodificadores de señales (en inglés “set top boxes”), dispositivos electrónicos de consumo programables, PCs en red, sistemas de minicomputadora, sistemas de ordenador central (en inglés “mainframe computer systems”), y ambientes de cálculo distribuidos en nube (en inglés “distributed cloud computing environments”) que incluyan cualquier de los sistemas y dispositivos anteriormente citados, y demás.
El sistema de ordenador puede incluir una variedad de medios legibles por el sistema de ordenador. Dichos medios pueden ser cualquier medio disponible que es accesible por sistema de ordenador, y puede incluir tanto tipos de medios volátiles como no-volátiles, y medios extraíbles y no-extraíbles.
La memoria de sistema 16 puede incluir medios legibles por el sistema de ordenador en la forma de memoria volátil, tales como memoria de acceso aleatorio (RAM, en inglés “random access memory”) y/o memoria de caché u otros. El sistema de ordenador puede además incluir otros tipos de medios de almacenamiento de sistema de ordenador tipo extraíble/no-extraible, volátil/no-volátil. A modo de ejemplo sólo, el sistema de almacenamiento 18 se puede proporcionar para leer desde y escribir a un medio magnético no-extraíble, no-volátil (por ejemplo, un “disco duro”). Aunque no se muestre, se pueden proporcionar una unidad de disco magnético para lectura desde y escritura a un disco magnético extraíble, no-volátil (por ejemplo, disquete), y una unidad de disco óptico para lectura desde y escritura a un disco óptico extraíble, no-volátil tales como un CD-ROM, DVD-ROM u otros medios ópticos. En tales casos, cada uno de ellos se puede conectar al bus 14 mediante una o más interfaces de medios de datos.
El sistema de ordenador puede también comunicarse con uno o más dispositivos externos 26 tales como un teclado, un dispositivo de puntero, un monitor 28, etc.; uno o más dispositivos que permiten al usuario interactuar con el sistema de ordenador; y/o cualesquiera otros dispositivos (por ejemplo, tarjeta de red, módem, etc.) que permiten al sistema de ordenador comunicarse con uno o más otros dispositivos computacionales. Tal comunicación puede ocurrir vía interfaces de entrada/salida 20 (I/O, en inglés Input/Output).
Aún así, el sistema de ordenador puede comunicarse con una o más redes 24 tales como una red de área local (LAN, en inglés “Local Area Network”), una red general de área ancha (WAN, en inglés “Wide Area Network”), y/o una red pública (por ejemplo, el Internet) mediante adaptadores de red 22. Tal y como se muestra, el adaptador de red 22 se comunica con los otros componentes del sistema de ordenador a través del bus 14. Se debe entender que aunque no se muestre, se podrían utilizar otros componentes de hardware y/o software en conjunto con el sistema de ordenador. Ejemplos incluyen, pero no están limitados a: microcódigo, controladores de dispositivo, unidades de procesamiento redundantes, matrices de unidad de disco externo, sistemas RAID, dispositivos de cinta, y sistemas de almacenamiento de archivo de datos, etc.
Las realizaciones descritas anteriormente son ejemplos ilustrativos y no se debería interpretar que la presente invención está limitada a estas realizaciones en particular. Así, varios cambios y modificaciones pueden ser introducidos por un experto en la materia sin desviarse del alcance de la invención tal y como se define en las reivindicaciones anexas.

Claims (15)

REIVINDICACIONES
1. Un método para acoplar un modelo de flujo de fluido (102, 302) y un modelo geomecánico (104, 308) para sistemas de hidrocarburos integrados, comprendiendo:
analizar datos históricos (702) asociados con un reservorio para determinar uno o más eventos desencadenantes que desencadenan cambios abruptos que exceden un umbral de cambio en un estado de tensiones del esqueleto sólido del reservorio y/o en la presión de poro;
definir (704) uno o más pasos de tiempo de acoplamiento (310) o acoplamiento más ajustado basados en los eventos desencadenantes determinados;
acoplamiento (706) o acoplamiento más ajustado (706), por un procesador (12), del modelo de flujo de fluido (102, 302) y del modelo geomecánico (104, 308) en el uno o más pasos de tiempo definidos de acoplamiento (310) manteniendo desacoplados o acoplados relajadamente el modelo de flujo de fluido (102, 302) y el modelo geomecánico (104, 308) en los pasos de tiempo restantes; y
calcular automáticamente un número de iteraciones (708) para que el acoplamiento o el acoplamiento más ajustado converja.
2. El método según la reivindicación 1, en el cual el uno más eventos desencadenantes comprenden el comienzo de producción de un pozo, el comienzo de la inyección de fluido en un pozo, una caída que exceda un primer umbral en el campo de presión, un pico excediendo un segundo umbral en el campo de presión, la rotura del revestimiento de un pozo, la reactivación de una falla, o combinaciones de los mismos.
3. El método según la reivindicación 1, en el cual el acoplamiento comprende un acoplamiento unidireccional en el que la solución numérica del modelo de flujo de fluido (102, 302) se pasa al modelo geomecánico (104, 308) en los uno o más paso de tiempo definidos de acoplamiento (310).
4. El método según la reivindicación 3, en el cual el acomplamiento comprende un acoplamiento unidireccional en el que la solución numérica del modelo de flujo de fluido (102, 302) en los uno o más paso de tiempo definidos de acoplamiento (310) se pasa al modelo geomecánico (104, 308) al final del paso de tiempo de acoplamiento (310) del modelo geomecánico.
5. El método según la reivindicación 3, en el cual el acoplamiento comprende un acoplamiento unidireccional en el que una solución numérica del modelo de flujo de fluido (102, 302) en los uno o más paso de tiempo definidos de acoplamiento (310) se pasa al modelo geomecánico (104, 308) al comienzo del paso de tiempo de acoplamiento (310) del modelo geomecánico.
6. El método según la reivindicación 3, en el cual la solución numérica del modelo de flujo de fluido (102, 302) proporciona actualizaciones a la presión de fluido del modelo geomecánico (104, 308).
7. El método según la reivindicación 1, en el cual el acoplamiento comprende un acoplamiento unidireccional en el que la solución numérica del modelo geomecánico (104, 308) se pasa al modelo de flujo de fluido (102, 302) en los uno o más pasos de tiempo definidos de acoplamiento (310).
8. El método según la reivindicación 7, en el cual la solución numérica del modelo geomecánico (104, 308) proporciona actualizaciones a una o más propiedades petrofísicas del modelo de flujo de fluido (102, 302).
9. El método según la reivindicación 1, en el cual el acoplamiento comprende un acoplamiento bidireccional en el que la solución numérica del modelo geomecánico (104, 308) se pasa al modelo de flujo de fluido (102, 302) y una solución numérica del modelo de flujo de fluido (102, 302) se pasa al modelo geomecánico (104, 308) en los uno o más pasos de tiempo de acoplamiento (310) dichos hasta que se satisface una convergencia de las soluciones numéricas de acuerdo a un criterio.
10. El método según la reivindicación 9, en el cual el modelo geomecánico (104, 308) se actualiza con datos de presión de fluido del modelo de flujo de fluido (102, 302) y el modelo de flujo de fluido (102, 302) se actualiza con datos de propiedades petrofísicas del modelo geomecánico (104, 308) hasta que se satisface un criterio de convergencia.
11. Un medio de almacenamiento legible por ordenador que almacena un programa de instrucciones que cuando es ejecutado por una máquina hará que la máquina realice el método para acoplar un modelo de flujo de fluido (102, 302) y un modelo geomecánico (104, 308) para sistemas de hidrocarburos integrados según cualquiera de las reivindicaciones precedentes.
12. Un sistema para acoplar un modelo de flujo de fluido (102, 302) y un modelo geomecánico (104, 308) para sistemas de hidrocarburos integrados, comprendiendo:
un procesador (12) diseñado para llevar a cabo el método según cualquiera de las reivindicaciones precedentes; un módulo desencadenante (10) incluido en el procesador (12) y también utilizable para ejecutar en el procesador (12), el módulo desencadenante (10) también utilizable para determinar uno o más eventos desencadenantes usando datos históricos (702) asociados con un reservorio, siendo el uno o más eventos desencadenantes que desencadenan cambios abruptos que exceden un umbral de cambio en el estado de tensiones del esqueleto sólido de un reservorio y/o en la presión de poro, el módulo desencadenante (10) también utilizable para definir uno o más pasos de tiempo de acoplamiento (310) o acoplamiento más ajustado basados en los eventos desencadenantes determinados, el módulo desencadenante (10) también utilizable para causar el acoplamiento o acoplamiento más ajustado del modelo de flujo de fluido (102, 302) y del modelo geomecánico (104, 308) al uno o más pasos de tiempo de acoplamiento definidos (310) manteniendo desacoplados o acoplados relajadamente el modelo de flujo de fluido (102, 302) y el modelo geomecánico (104, 308) en los pasos de tiempo restantes, el módulo desencadenante (10) también utilizable para calcular automáticamente un número de iteraciones para que el acoplamiento converja,
en el cual el uno más eventos desencadenantes comprenden el comienzo de producción de un pozo, el comienzo de la inyección de fluido en un pozo, una caída que exceda un primer umbral en el campo de presión, un pico excediendo un segundo umbral en el campo de presión, la rotura del revestimiento de un pozo, o la reactivación de una falla, o combinaciones de los mismos.
13. El sistema según la reivindicación 12, en el cual el acoplamiento comprende:
un acoplamiento unidireccional en el que la solución numérica del modelo de flujo de fluido (102, 302) se pasa al modelo geomecánico (104, 308) en los uno o más paso de tiempo de acoplamiento (310) definidos, en el cual la solución numérica del modelo del flujo de fluido (102, 302) proporciona actualizaciones a la presión de fluido del modelo geomecánico (104, 308).
14. El sistema según la reivindicación 12, en el cual el acoplamiento comprende un acoplamiento unidireccional en el que la solución numérica del modelo geomecánico (104, 308) se pasa al modelo de flujo de fluido (102, 302) en los uno o más pasos de tiempo de acoplamiento definidos (310), en el cual la solución numérica del modelo geomecánio (104, 308) proporciona actualizaciones de una o más propiedades petrofísicas del modelo de flujo de fluido (102, 302).
15. El sistema según la reivindicación 12, en el cual el acoplamiento comprende un acoplamiento bidireccional en el que la solución numérica del modelo geomecánico (104, 308) se pasa al modelo de flujo de fluido (102, 302) y una solución numérica del modelo de flujo de fluido (102, 302) se pasa al modelo geomecánico (104, 308) en los uno o más pasos de tiempo de acoplamiento dichos (310) hasta que se satisface una convergencia de las soluciones numéricas de acuerdo a un criterio de convergencia, en el cual el modelo geomecánico (104, 308) se actualiza con datos de presión de fluido del modelo de flujo de fluido (102, 302) y el modelo de flujo de fluido (102, 302) se actualiza con datos de propiedades petrofísicas del modelo geomecánico (104, 308) hasta que se satisface un criterio de convergencia.
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