MX2014008897A - Sistemas y metodos para estimar los tiempos de penetracion de fluido en ubicaciones de pozos de produccion. - Google Patents
Sistemas y metodos para estimar los tiempos de penetracion de fluido en ubicaciones de pozos de produccion.Info
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Abstract
Sistemas y métodos para estimar los tiempos de penetración de fluido en ubicaciones de pozos de producción con base en simulación de propagación de fluido.
Description
SISTEMAS Y MÉTODOS PARA ESTIMAR LOS TIEMPOS DE PENETRACIÓN DE FLUIDO EN UBICACIONES DE POZOS DE PRODUCCIÓN
CAMPO DE LA INVENCIÓN
La presente invención se refiere generalmente a la estimación de los tiempos de penetración de fluido en ubicaciones de pozos de producción. Más particularmente, la invención se refiere a la estimación de tiempos de penetración de fluido en ubicaciones de pozos de producción con base en simulaciones de propagación de fluido.
ANTECEDENTES DE LA INVENCIÓN
Se conocen diferentes sistemas y métodos para estimar el tiempo de penetración de fluido en una publicación de pozos de producción, incluyendo historial de coincidencia (HM, history matching) es un procedimiento sistemático de alterar un modelo de simulación de depósito para reproducir la respuesta dinámica de campo. En aplicaciones de HM y modelos de acondicionamiento de depósito a los datos de producción, los objetivos principales son a) integración de datos de producción en modelos del depósito; b) flexibilidad, efectividad de costo y eficiencia computacional ; y c) utilización completa de datos dinámicos.
En la última década, la tecnología de HM ha evolucionado tremendamente y ha ganado mayor reconocimiento y expansión en comparación con el enfoque tradicional (esto es, manual, determinista) , principalmente integrado en métodos estratigráficos para nuevos desarrollos como diseño probabilista, HM basado en lineas de corriente, basado en sensibilidad/gradiente y experimental.
Los flujos de trabajo de HM en gran parte consideran la minimización del desajuste entre la respuesta dinámica del fluido (p.ej., petróleo o agua) medida y simulada en el pozo de producción individual como uno de los objetivos principales de inversión. En estudios de recuperación mejorada de petróleo (EOR, Enhanced Oil Recovery) de inundación de agua, por ejemplo, el desajuste de respuesta representa las curvas de corte de agua diferencial o acumulativa con dos atributos principales: 1) tiempo de penetración de fluido; y 2) tendencia y forma de la respuesta. Mientras ambos atributos representan variables importantes en el proceso de minimización del desajuste, es el tiempo de penetración de fluido el que lleva el mayor impacto en la economía de la producción del pozo. Además, el intervalo (esto es, trama de tiempos) de la penetración de fluido siempre está cargado con incertidumbre , lo cual hace el esfuerzo de estimación con la confianza más alta posible,
todavía más relevante. De hecho, es una buena práctica en HM de datos dinámicos del pozo considerar el tiempo de penetración como el efecto de primer orden y las variaciones en la tendencia/forma de la curva como el efecto de segundo orden, debido a que se reflejan principalmente en las condiciones de operación.
A pesar del progreso en la tecnología de HM, es por mucho todavía el aspecto más tardado de la construcción del modelo/estudio de simulación y el flujo de trabajo de HM se enfrentan a muchas dificultades, las cuales incluyen:
i) resultados no lineales entre la respuesta de la producción y los parámetros del depósito;
ii) soluciones no únicas, lo cual requiere una definición de alguna semblanza de "unicidad";
iü) el impacto relativo de los parámetros clave puede no ser obvio;
iv) las restricciones no se limitan y las incertidumbres en las variables raramente se conocen; y
v) los datos de la producción pueden ser ruidosos e inherentemente desviados.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LA INVENCIÓN
La presente invención por lo tanto, trata las necesidades anteriores y supera una o más deficiencias en el arte actual
al proporcionar sistemas y métodos para estimar los tiempos de penetración de fluido en ubicaciones de pozos de producción con base en simulaciones de propagación de fluido.
En una modalidad, la presente invención incluye un método para estimar un tiempo de penetración de fluido en un pozo de producción con base en datos de simulación de propagación de fluido, que comprende: i) identificar datos de seguimiento de linea de corriente; ii) calcular un tiempo de recorrido de linea de corriente promedio en cada celda de retícula con base en los datos de seguimiento de línea de corriente; iii) identificar una línea de corriente más corta o más rápida para el pozo de producción utilizando el tiempo de recorrido de línea de corriente promedio en cada celda de retícula; iv) calcular un tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida sobre cada celda de retícula atravesada utilizando un procesador de computadora; y v) estimar el tiempo de penetración de fluido en el pozo de producción utilizando los datos de simulación de propagación de fluido, y el tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida.
En otra modalidad, la presente invención incluye un dispositivo portador de programa no transitorio tangible que lleva instrucciones ejecutables por computadora para estimar un tiempo de penetración de fluido en un pozo de producción.
Las instrucciones son ejecutables para implementar : i) identificar datos de seguimiento de linea de corriente; ii) calcular un tiempo de recorrido de linea de corriente promedio en cada celda de retícula con base en los datos de seguimiento de línea de corriente; iii) identificar una línea de corriente más corta o más rápida para el pozo de producción utilizando el tiempo de recorrido de línea de corriente promedio en cada celda de retícula; iv) calcular un tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida sobre cada celda de retícula atravesada utilizando un procesador de computadora; y v) estimar el tiempo de penetración de fluido en el pozo de producción utilizando los datos de simulación de propagación de fluido, y el tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida.
Aspectos, ventajas y modalidades adicionales de la invención se harán aparentes para aquellos experimentados en la materia a partir de la siguiente descripción de las diferentes modalidades y los dibujos relacionados.
BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS
La presente invención se describe a continuación con referencias a los dibujos de acompañamiento en los cuales se hace referencia a los elementos similares con números de
referencia similares, y en los cuales:
La Figura 1 es un diagrama de flujo que ilustra una modalidad de un método para implementar la presente invención .
La Figura 2A ilustra la velocidad y la dirección del fluido que se propaga a través de una bolsa de arena ancha.
La Figura 2B ilustra la velocidad y la dirección del fluido que se propaga a través de una bolsa de arena estrecha .
La Figura 3 ilustra un ejemplo de propagación de fluido a través de una fracción de arena de un modelo de facies durante la etapa inicial de simulación.
La Figura 4A ilustra un modelo de permeabilidad 2D sintético con 2500 celdas de retícula (50 ? 50) y un patrón de 5 lugares de pozos (1 pozo de inyección (I) y 4 pozos de producción (P1-P4) ) - La Figura 4B ilustra una simulación de propagación de fluido a través del modelo de permeabilidad 2D en la Figura 4A desde el pozo de inyección (I) en términos del número de iteraciones (2500) que se corrió la simulación.
La Figura 5 ilustra una distribución de lineas de corriente posible en el patrón de 5 lugares de los pozos en la Figura 4B.
La Figura 6 ilustra un tiempo de recorrido de linea de corriente a lo largo de su longitud de arco dentro de una celda de retícula (i,j,k) dada de un modelo de permeabilidad 2D.
La Figura 7A ilustra la curva de corte de agua observada
(medida) para el pozo de producción Pi en la Figura 4A.
La Figura 7B ilustra la curva de corte de agua observada (medida) para el pozo de producción P2 en la Figura 4A.
La Figura 7C ilustra la curva de corte de agua observada (medida) para el pozo de producción P3 en la Figura 4A.
La Figura 7D ilustra la curva de corte de agua observada (medida) para el pozo de producción P4 en la Figura 4A.
La Figura 8 es un diagrama de bloques que ilustra una modalidad de un sistema para implementar la presente invención.
DESCRIPCIÓN DETALLADA DE LA INVENCIÓN
El tema de la presente invención se describe con especificidad, sin embargo, la descripción en sí no pretende limitar el alcance de la invención. El tema por lo tanto, se podría incorporar también de otras formas, para incluir diferentes pasos o combinaciones de pasos similares a los descritos en este documento, en conjunción con otras tecnologías presentes o futuras. Por otra parte, aunque el
término "paso" se puede utilizar en este documento para describir diferentes elementos de los métodos empleados, el término no se debe interpretar como implicando ningún orden particular entre los diferentes pasos que se divulgan en este documento a menos que se limite de otra forma expresamente por la descripción en un orden particular. Mientras la presente invención se puede aplicar en la industria de petróleo y gas, no se limita a la misma y también se puede aplicar en otras industrias para alcanzar resultados similares.
La presente invención incluye sistemas y métodos para estimar los tiempos de penetración de fluido en ubicaciones de pozos de producción con base en la simulación de la propagación de fluido.
La presente invención incluye una simulación de propagación de fluido, que es generalmente estática y genera el (los) tiempo (s) de invasión para el fluido que se inyecta en el(los) pozo(s) de inyección para alcanzar el(los) pozo(s) de producción. La simulación permite la consideración completa del modelado de facies, que conserva el control sobre la continuidad deposicional de los modelos geológicos al restringir directamente la simulación con la distribución de facies. La simulación también conserva la estocasticidad de la propagación frontal del fluido. A pesar de la
naturaleza estática de la simulación, el muestreo estocástico del frente del fluido en movimiento se lleva a cabo al utilizar una distribución uniforme.
La presente invención convierte el (los) tiempo (s) de invasión de fluido (dados por la simulación en unidades de iteraciones) en dominio de tiempo físico (esto es, dado en días, semanas, meses...), que es compatible con la historia de producción del pozo. La presente invención por lo tanto, proporciona nuevas posibilidades para la estimación rápida de valiosos parámetros de producción del pozo en una manera rápida y económicamente efectiva. Por ejemplo, la estimación rápida y precisa del (los) tiempo (s) de penetración de fluido asociado (s) con un modelo individual del depósito se puede lograr antes de comenzar una inversión completa. Tal estimación proporcionaría información valiosa a los operadores del pozo en términos de dinámica de válvulas del pozo, particularmente en proyectos de EOR de inundación de agua/gas donde la administración de la producción de petróleo y agua/gas tiene un impacto económico sustancial.
Con el fin de lograr estimaciones rápidas del (los) tiempo (s) de penetración de fluido (TBT) , la presente invención utiliza la combinación de seguimiento de línea de corriente y tiempo de vuelo (TOF, Time-Of-Flight ) asociado con la simulación. La presente invención por lo tanto,
habilita la aproximación rápida de los tiempos de penetración de fluido después de la corrida de simulación y una iteración de seguimiento de lineas de corriente en el proceso de historial de coincidencia automatizado (AHM, Automated History Matching) de lineas de corriente-sensibilidad asistida de los modelos del depósito.
Descripción del Método
Haciendo referencia ahora a la Figura 1, un diagrama de flujo ilustra una modalidad de un método 100 para implementar la presente invención.
En el paso 102, se lleva a cabo la simulación de propagación de fluido (FPS, Fluid Propagation Simulation) . Una técnica para llevar a cabo el FPS se basa en un algoritmo en el paquete de software RGeoS desarrollado por B. Renard. El algoritmo de FPS simula la distribución de varios fluidos conocidos en los pozos de inyección y/o producción, lo cual se condiciona por la información de facies conocida en los nodos de una retícula regular y tiende a dejar que crezca o se expanda espacialmente el fluido que se encuentra en los pozos (p.ej., el pozo de inyección). La velocidad y la dirección de crecimiento dependen del tamaño de las bolsas de arena que se pueden llenar. En las Figuras 2A-2B, por ejemplo, se ilustra la velocidad real y la dirección del
fluido que se propaga a través de una bolsa de arena ancha (Figura 2A) y una bolsa de arena estrecha (Figura 2B) . Más grande la bolsa 206, 208, más rápido el crecimiento. Los vectores de velocidad 202, 204 se utilizan en el algoritmo de FPS. El algoritmo de FPS está diseñado para llevar a cabo una simulación de una variable numérica utilizando la técnica de simulación de Edén. La técnica proporciona una solución alternativa más rápida para un programa de simulación de flujo de fluido de múltiples fases. La técnica combina un ejemplo de medio dual "blanco y negro" donde el blanco representa la arena y el negro representa el esquisto con uno o más pozos de inyección y uno o más pozos de producción como se ilustra en la Figura 3. En este ejemplo, se ilustran las ubicaciones de las facies de arena 302, 304, 306, y de dos pozos de inyección 307, 308.
Haciendo referencia ahora a la Figura 4A, se ilustra un modelo de permeabilidad 2D sintético con 2500 celdas de retícula (50 * 50) y un patrón de 5 lugares de pozos (1 pozo de inyección (I) y 4 pozos de producción (Pi-P4) ) . El algoritmo de FPS se ejecutó en 2500 iteraciones debido a que se llenó una celda del modelo por iteración. En la Figura 4B, se ilustra una simulación de la propagación de fluido a través del modelo de permeabilidad 2D en la Figura 4A desde el pozo de inyección (I) en términos del número de
iteraciones (2500) que se corrió la simulación. En la Figura 5, se ilustra una distribución de lineas de corriente posible en el patrón de 5 lugares de pozos en la Figura 4B.
Con el fin de implementar el algoritmo de FPS como un estimación proxy rápida del tiempo de penetración de fluido en inversión de AHM de curvas de cortes de agua, se tienen que considerar las conversiones del (los) tiempo (s) de invasión de fluido al dominio del (los) tiempo (s) físicos con las siguientes suposiciones principales:
i) TOF de línea de corriente representa un factor de normalización crucial;
ii) TOF de seguimiento del (los) pozo (s) de producción indica el volumen de drenaje; y
iii) fluido de seguimiento del pozo de inyección da una evaluación del volumen barrido.
Para la estimación del tiempo de penetración de fluido en un pozo de producción, se supone que los siguientes cálculos se calculan para un modelo de depósito dado utilizando cualquier técnica bien conocida en la materia para hacer seguimiento de líneas de corriente con base en una simulación directa de la presión y la velocidad del fluido: a) el cálculo del tiempo de invasión de fluido (esto es, paso 102); y b) la primera iteración del seguimiento de línea de corriente y cálculo de TOF (esto es, paso 106) . Estos
cálculos proporcionarán a) el tiempo de invasión del fluido a partir del algoritmo de FPS dado por el número de iteraciones de simulación (suponiendo 1 iteración por celda de retícula) ; y b) el número total de líneas de corriente que atraviesan cualquier celda de retícula del modelo de depósito con coordenadas (i,j,k).
En el paso 104, se identifican los datos de FPS que resultan del paso 102, que incluyen el tiempo de invasión de fluido dado por el número de iteraciones de simulación necesarias para que el fluido alcance cualquier pozo de producción (Pm) desde un pozo de inyección a través de una o más celdas de retícula que representan el modelo de propiedades del depósito.
En el paso 106, se identifican los datos de seguimiento de línea de corriente utilizando cualquier técnica conocida, que incluye el número de segmentos de línea de corriente que atraviesan cada celda de retícula (NSLN) , el tiempo de recorrido (dt) para cada segmento de línea de corriente (.??,',? ) en cada celda de retícula, los índices de celdas de retícula y el número total de celdas de retícula atravesadas por todas las líneas de corriente que conectan un pozo de inyección con un pozo de producción. Haciendo referencia ahora a la Figura 6, se ilustra el tiempo de recorrido de línea de corriente a lo largo de su longitud de arco dentro de una celda de
retícula dada de un modelo de permeabilidad 2D. Los índices (n) y (m) corran a través de todos los segmentos de línea de corriente en cada celda de retícula y todos los pozos de producción, respectivamente (n = [1...NSLN] y m = [l...NP]) . El tiempo de recorrido
para un segmento de línea de corriente en cada celda de retícula se puede calcular al integrar la "lentitud" del trazador de líneas de corriente a lo largo de cada trayectoria de línea de corriente utilizando la siguiente ecuación:
?
donde 5s ( x ) corresponde a la "lentitud" del trazador de líneas de corriente (definido como la inversa de la velocidad del trazador) y dr corresponde a la longitud de arco del segmento de línea de corriente {?»!?' ) entre las ubicaciones de entrada y salida en la superficie de límite de la celda de retícula con las coordenadas (i,j,k).
En el paso 108, se calcula el tiempo de recorrido de línea de corriente promedio en cada celda de retícula (Df) al tomar en cuenta todos los segmentos de línea de corriente que atraviesan cada celda de retícula, lo cual se puede calcular utilizando la siguiente ecuación:
^Mii) = ¡os{x)dr (2)
?
donde (NSLN) es el número de segmentos de línea de corriente que atraviesan cada celda de retícula del paso 106 y dt(? ' ^ ) es el tiempo de recorrido para cada segmento de línea de corriente en cada celda de retícula del paso 106.
En el paso 114, se identifica la línea de corriente más corta llevan al más rápida para cada pozo de producción (Pm) utilizando el tiempo de recorrido de línea de corriente promedio en cada celda de retícula del paso 108 y cualquier algoritmo de búsqueda bien conocido. La línea de corriente más corta/más rápida es la línea de corriente con la suma más baja de tiempos de recorrido de línea de corriente promedio (dfmm ) en las celdas_ de retícula que la línea de corriente atraviesa entre el pozo de inyección (I) y un pozo de producción (Pm) .
En el paso 116, se almacena el número total de todas las celdas de retícula (WGCmi") atravesadas por la línea de corriente más corta/más rápida identificada en el paso 114, y sus índices del paso 106.
En el paso 118, se calcula el TOF promedio (<TOF>min) para la línea de corriente más corta/más rápida identificada en el paso 114 a través de cada celda de retícula atravesada
utilizando la suma más baja de los tiempos de recorrido de linea de corriente promedio (dfnm) para la linea de corriente más corta/más rápida identificada en el paso 114 y el número total de todas las celdas de retícula ( NGC m,n) almacenadas en el paso 116, lo cual se puede calcular utilizando la siguiente ecuación:
donde el índice (u) representa el número de corridas a través de todos los índices de celdas de retícula atravesadas por la línea de corriente más corta/más rápida. La distinción entre la línea de corriente "más rápida" y la "más lenta" a partir de la distribución de las líneas de corriente asociados con cada pozo de producción (Pm) es relevante para discriminar entre la distribución espacial homogénea y heterogénea de las propiedades del depósito tales como, por ejemplo, canales. La diferencia entre la distribución de las líneas de corriente en la Figura 5 revela que los pozos de producción P2 y P3 están conectados con el pozo de inyección (I) a través de una formación geológica distintivamente diferente que los pozos de producción Pi y P4 que pueden corresponder a una estructura de canal subyacente.
En el paso 120, el método 100 determina si se han considerado todas las celdas de retícula atravesadas por la línea de corriente más corta/más rápida. Si no han sido consideradas todas las celdas de retícula atravesadas, entonces el método 100 regresa al paso 118. Si se han considerado todas las celdas de retícula atravesadas, entonces el método 100 procede al paso 124. Alternativamente, los pasos 118 a 120 se pueden llevar a cabo en el mismo momento para cada celda de retícula atravesada.
En el paso 124, se calcula un estimado del tiempo de penetración de fluido para cada pozo de producción (Pm) al combinar los datos de seguimiento de línea de corriente del paso 106 con los datos de FPS del paso 104, lo cual se puede calcular utilizando la siguiente ecuación:
donde (Nxyz) y (Np) representan el tamaño total del modelo de propiedades del depósito y el número total de pozos de producción, respectivamente, (<TOF>min) representa el TOF promedio para la línea de corriente más corta/más rápida calculada en el paso 118, ( Ny/,?·' ) representa el número total de celdas de retícula atravesadas por todas las líneas de corriente que conectan el pozo de inyección (I) con un pozo
de producción (Pm) y ( t/', ) representa el tiempo de invasión del fluido del paso 104.
En el paso 126, el método 100 determina si han sido considerados todos los pozos de producción. Si no han sido considerados todos los pozos de producción (Pm) , entonces el método 100 regresa al paso 104. Si han sido considerados todos los pozos de producción (Pm)j entonces el método 100 termina. Alternativamente, los pasos 104 a 126 se pueden llevar a cabo al mismo tiempo para cada pozo de producción (Pm).
Ejemplo
Haciendo ahora referencia al modelo de permeabilidad 2D sintético en la Figura 4A, las curvas de corte de agua observadas (medidas) para el modelo de configuración en la Figura 4A se proporcionan en las Figuras 7A, 7B, 7C, y 7D para cada uno de los cuatro pozos de producción (Pi, P2, P3, y P4) ·
Los puntos de datos de fecha/tiempo en el eje X en las Figuras 7A-7D corresponden a las fechas físicas asociadas con el plan de inyección de agua (puntos de datos de penetración de agua) que se presentan en la Tabla 1 de a continuación:
Tabla 1.
Los tiempos de penetración de agua observados que se deducen de la Figura 4A, se proporcionan en la Tabla 2 de A continuación. Por otra parte, la Tabla 2 enlista los tiempos de invasión de agua calculados por medio del algoritmo de FPS, los tiempos de penetración de agua (TB7) calculados utilizando el método propuesto en la Figura 1 y la incertidumbre asociada con el resultado obtenido por el método propuesto en la Figura 1.
Tabla 2.
Los resultados indican que el método propuesto en la Figura 1 es capaz de predecir rápidamente el tiempo de penetración de fluido con una incertidumbre menor al 10% para el patrón de 5 lugares de pozos dado. La incertidumbre alcanzada podría ser diferente (mayor/menor) cuando la propagación de fluido se aplica a través del campo con complejidad geológica significativamente mayor y el modelo dinámico combina un número significativamente grande de pozos de producción.
Descripción del Sistema
La presente invención se puede implementar a través de un programa de instrucciones ejecutables por computadora, tal como módulos de programa, denominados generalmente como aplicaciones de software o programas de aplicación ejecutados por una computadora. El software puede incluir, por ejemplo, rutinas, programas, objetos, componentes, estructuras de datos, etc., que llevan a cabo tareas particulares o im lementan tipos de datos abstractos particulares. DecisionSpace® Desktop, que es una aplicación de software comercial comercializado por Landmark Graphics Corporation, se puede utilizar como una aplicación de interfaz para implementar la presente invención. El software puede también cooperar con otros segmentos de código para iniciar una
variedad de tareas en respuesta a los datos recibidos en conjunción con la fuente de los datos recibidos. El software se puede almacenar y/o llevar en cualquiera de una variedad de memoria tal como CD-ROM, disco magnético, memoria de burbuja y memoria de semiconductor (p.ej., diferentes tipos de RAM o ROM) . Además, el software y sus resultados se pueden transmitir a través de una variedad de medios portadores tales como fibra óptica, alambre metálico, y/o a través de cualquiera de una variedad de redes, tal como Internet.
Por otra parte, aquellos experimentados en la materia apreciarán que la invención se puede practicar con una variedad de configuraciones de sistema de computadora, incluyendo dispositivos de mano, sistemas de multiprocesador , electrónica basada en microprocesador o programable por el consumidor, minicomputadoras , computadoras de ordenador central, y similares. Cualquier número de sistemas de computadora y redes de computadora son aceptables para su uso con la presente invención. La invención se puede practicar en entornos de computación distribuida donde las tareas se llevan a cabo por medio de dispositivos de procesamiento remotos que están enlazados a través de una red de comunicaciones. En un entorno de computación distribuida, los módulos de programa pueden estar ubicados en medios de almacenamiento de computadora locales y remotos incluyendo
dispositivos de almacenamiento de memoria. La presente invención se puede implementar, por lo tanto, en relación con diferentes tipos de hardware, software, o una combinación de los mismos, en un sistema de computadora u otro sistema de procesamiento .
Haciendo referencia ahora a la Figura 8, un diagrama de bloques ilustra una modalidad de un sistema para implementar la presente invención en una computadora. El sistema incluye una unidad de computación, en ocasiones denominada como un sistema de computación, que contiene memoria, programas de aplicación, una interfaz del cliente, una interfaz de video, y una unidad de procesamiento. La unidad de computación es solamente un ejemplo de un entorno de computación adecuado y no se pretende sugerir ninguna limitación en cuanto al alcance del uso o funcionalidad de la invención.
La memoria principalmente almacena los programas de aplicación, que también se pueden describir como módulos de programa que contienen instrucciones ejecutables por computadora, ejecutadas por la unidad de computación para implementar la presente invención descrita en este documento y que se ilustra en las Figuras 2A-2B. La memoria por lo tanto, incluye un módulo de estimación de tiempo de penetración de fluido, que habilita los métodos que se ilustran y se describen con referencia a la Figura 1 e
integra funcionalidad de los programas de aplicación restantes que se ilustran en la Figura 8. El módulo de estimación de tiempo de penetración de fluido, por ejemplo, se puede utilizar para ejecutar muchas de las funciones descritas con referencia al método en la Figura 1. DecisionSpace® Desktop se puede utilizar como por ejemplo, como una aplicación de interfaz para implementar el módulo de estimación de tiempo de penetración de fluido y para utilizar los resultados del método 100 en la Figura 1.
Aunque la unidad de computación se muestra como teniendo una memoria generalizada, la unidad de computación por lo general incluye una variedad de medios legibles por computadora. A manera de ejemplo, y no limitación, los medios legibles por computadora pueden comprender medios de almacenamiento por computadora. La memoria del sistema de computación puede incluir medios de almacenamiento por computadora en la forma de memoria volátil y/o no volátil tal como una memoria de sólo lectura (ROM, Read Only Memory) y memoria de acceso aleatorio (RAM, Random Access Memory) . Un sistema básico de entrada/salida (BIOS, Basic Input/Output System) , que contiene las rutinas básicas que ayudan a transferir información entre elementos dentro de la unidad de computación, tal como durante el arranque, se almacena por lo general en ROM. La RAM por lo general contiene datos y/o
módulos de programa que son inmediatamente accesibles por y/o son operados actualmente por la unidad de procesamiento. A manera de ejemplo, y no limitación, la unidad de computación incluye un sistema operativo, programas de aplicación, otros modelos de programa, y datos de programa.
Los componentes que se muestran en la memoria también se pueden incluir en otros medios de almacenamiento por computadora removibles/no removibles, volátiles/no volátiles o se pueden implementar en la unidad de computación a través de una interfaz de programa de aplicación (API, Application Program Interface) o computación de nube, que puede recibir en una unidad de computación separada conectada a través de un sistema de computadora o red. Por ejemplo solamente, una unidad de disco duro puede leer de o escribir en medios magnéticos removibles/no volátiles, una unidad de disco magnético puede leer de o escribir en un disco magnético removible, no volátil, y una unidad de disco óptico puede leer de o escribir en un disco óptico removible, no volátil tal como un CD-ROM u otro medio óptico. Otros medios de almacenamiento por computadora removibles/no removibles, volátiles/no volátiles que se pueden utilizar en el entorno de operación ejemplar pueden incluir, pero no están limitados a, casetes de cinta magnética, tarjetas de memoria flash, discos versátiles digitales, cinta de video digital, RAM de
estado sólido, ROM de estado sólido, y similares. Las unidades y sus medios de almacenamiento por computadora asociados que se discutieron anteriormente proporcionan almacenamiento para las instrucciones legibles por computadora, estructuras de datos, módulos de programa y otros datos para la unidad de computación.
Un cliente puede introducir comandos e información en la unidad de computación a través de una interfaz del cliente, la cual puede ser dispositivos de entrada tales como un teclado y dispositivo de cursor, comúnmente denominado como un ratón, bola de desplazamiento o tablero táctil. Los dispositivos de entrada pueden incluir un micrófono, palanca de mando, antena satelital, escáner, o similares. Estos y otros dispositivos de entrada a menudo se conectan a la unidad de procesamiento a través de un enlace común del sistema, pero se pueden conectar por medio de otra interfaz y estructuras de enlace común, tal como un puerto paralelo o un bus universal en serie (USB, Universal Serial Bus).
Un monitor u otro tipo de dispositivo de pantalla se puede conectar al enlace común del sistema por medio de una interfaz, tal como una interfaz de video. También se puede utilizar una interfaz gráfica de usuario (GUI, Graphical User Interface) con la interfaz de video para recibir instrucciones desde la interfaz del cliente y transmitir
instrucciones a la unidad de procesamiento. Además del monitor, las computadoras pueden también incluir otros dispositivos de salida periféricos tales como bocinas e impresora, que se pueden conectar a través de una interfaz periférica de salida.
Aunque no se muestran muchos otros componentes internos de la unidad de computación, aquellos experimentados en la materia apreciaran que tales componentes y su interconexión son bien conocidos.
Mientras la presente invención ha sido descrita en relación con las modalidades actualmente preferidas, se entenderá por aquellos experimentados en la materia que no se pretende limitar la invención a esas modalidades. Se contempla, por lo tanto, que se pueden hacer diferentes modalidades y modificaciones alternativas a las modalidades que se divulgan sin apartarse del espíritu y alcance de la invención que se define por las reivindicaciones adjuntas y equivalentes de las mismas.
Claims (10)
1. Un método para estimar un tiempo de penetración de fluido en un pozo de producción con base en datos de simulación de propagación de fluido, que comprende: Identificar datos de seguimiento de linea de corriente; calcular un tiempo de recorrido de linea de corriente promedio en cada celda de retícula con base en los datos de seguimiento de línea de corriente; identificar una línea de corriente más corta o más rápida para el pozo de producción utilizando el tiempo de recorrido de línea de corriente promedio en cada celda de retícula ; calcular un tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida sobre cada celda de retícula atravesada utilizando un procesador de computadora; y estimar el tiempo de penetración de fluido en el pozo de producción utilizando los datos de simulación de propagación de fluido, y el tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida.
2. método de acuerdo con la reivindicación caracterizado porque los datos de simulación de propagación de fluido comprenden un tiempo de invasión de fluido representado por un número de iteraciones de simulación necesarias para que un fluido alcance el pozo de producción desde un pozo de inyección a través de una o más celdas de retícula que representan un modelo de propiedades del depósito .
3. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque los datos de seguimiento de línea de corriente comprenden un número de segmentos de línea de corriente que atraviesan cada celda de retícula, un tiempo de recorrido para cada segmento de línea de corriente en cada celda de retícula, índices para cada celda de retícula y un número total de celdas de retícula atravesadas por todas las líneas de corriente que conectan un pozo de inyección con un pozo de producción.
4. El método de acuerdo con la reivindicación 3, caracterizado porque el tiempo de recorrido de línea corriente promedio en cada celda de retícula se calcula por en donde (NSLN) representa el número de segmentos de línea de corriente que atraviesan cada celda de retícula y i i k ( t ?^·?' )) representa el tiempo de recorrido para cada segmento de línea de corriente en cada celda de retícula.
5. El método de acuerdo con la reivindicación 1, caracterizado porque la línea de corriente más corta o más rápida para el pozo de producción representa una línea de corriente con una suma más baja de tiempos de recorrido de línea de corriente promedio en las celdas de retícula que la línea de corriente atraviesa entre un pozo de inyección y el pozo de producción.
6. El método de acuerdo con la reivindicación 5, caracterizado porque el tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida se calcula a través de cada celda de retícula atravesada utilizando la suma más baja de tiempos de recorrido de línea de corriente promedio para la línea de corriente más corta o más rápida y un número total de celdas de retícula atravesadas por la línea de corriente más corta o más rápida.
7. El método de acuerdo con la reivindicación 6, caracterizado porque el tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida se calcula por: en donde (.?™ ) representa el número total de todas las celdas de retícula atravesadas por la línea de corriente más corta o más rápida, (<7rmln) representa la suma más baja de los tiempos de recorrido de línea de corriente promedio para la línea de corriente más corta o más rápida y (u) representa un número de corridas a través de todos los índices de celdas de retícula atravesadas por la línea de corriente más corta o más rápida.
8. El método de acuerdo con la reivindicación 2, caracterizado porque el tiempo de penetración de fluido en el pozo de producción se estima por: en donde (Nxyz) y (Np) representan el tamaño total del modelo de propiedades del depósito y un número total de pozos de producción, respectivamente, (<TOF>min) representa el tiempo de vuelo promedio para la línea de corriente más corta o más rápida, (N¿-J ,y ) representa un número total de celdas de retícula atravesadas por todas las líneas de corriente que conectan un pozo de inyección con el pozo de producción y / i k {t¡ y ) representa el tiempo de invasión del fluido.
9. El método de acuerdo con la reivindicación 1, además comprende repetir los pasos de la reivindicación 1 para cada pozo de producción.
10. El método de acuerdo con la reivindicación lr caracterizado porque el modelo de propiedades del depósito es un modelo de permeabilidad.
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