Procedimiento para mejorar la producción de un campo de gas o petróleo maduro.

Procedimiento para mejorar la producción de un campo de gas o petróleo maduro,

comprendiendo dicho campo una pluralidad de pozos existentes (2, 2'), comprendiendo dicho procedimiento:

- proporcionar un simulador de campo (10) capaz de predecir una producción de dicho campo, pozo a pozo, en función de un escenario determinado, siendo un escenario un conjunto de datos que comprende parámetros de producción de los pozos existentes (2, 2')

estando el procedimiento caracterizado por que

- dicho conjunto de datos comprende, dado el caso, parámetros de ubicación y producción de uno o más pozos nuevos y por que comprende:

- determinar (11) las zonas de drenaje (3, 3') de dichos pozos existentes (2, 2') utilizando el simulador de campo,

- determinar (12) unas ubicaciones de nuevos pozos candidatos de tal modo que las zonas de drenaje de dichos nuevos pozos candidatos, determinadas utilizando el simulador de campo, no se solapen con las zonas de drenaje (3, 3') de los pozos existentes (2, 2'),

- optimizar (13) el valor de una función de ganancia, la cual depende de la producción del campo mediante la determinación de un conjunto de pozos de entre una pluralidad de conjuntos de pozos, que optimiza el valor de dicha función de ganancia, comprendiendo cada conjunto de pozos de dicha pluralidad de conjuntos de pozos los pozos existentes (2, 2') y nuevos pozos seleccionados de entre los nuevos pozos candidatos.

Procedimiento para mejorar la producción de un campo de gas o petróleo maduro.

Antecedentes de la invención 1. Campo de la invención La presente invención se refiere a la mejora de la producción de un campo de gas o petróleo maduro. Más precisamente, la presente invención se refiere a la utilización de un simulador de campo para la determinación de la ubicación de la perforación para nuevos pozos o nuevos inyectores.

2. Descripción de la técnica relacionada Los campos de gas y petróleo maduros, con muchos productores y una larga historia de producción, se convierten de forma creciente en complejos de comprender apropiadamente cada año que pasa. Generalmente, después de diversas campañas de perforación, no existe una solución evidente para mitigar su declive utilizando tecnologías de equipos posibles. Todavía, existe un espacio para la mejora de la producción sobre un comportamiento denominado "punto de referencia" o "aquí no ha pasado nada" de un campo maduro entero.

Los simuladores de campo han sido desarrollados para producir modelos de comportamiento de un campo de gas natural o petróleo maduro y predecir una cantidad esperada producida en respuesta a un conjunto determinado de parámetros de producción aplicados. Un tipo de simulador de campo capaz de predecir la producción de un campo, pozo a pozo, para un escenario determinado, en una cantidad de tiempo relativamente corta (unos pocos segundos)

ha aparecido recientemente.

Sin embargo, variaciones sustanciales se pueden contemplar en el modo de perforar pozos adicionales puesto que existen millones de posibles escenarios. Hasta ahora ningún análisis tradicional ha sido capaz de identificar un escenario óptimo fiable. En particular, utilizando un simulador de campo de red de malla tradicional para determinar la producción del campo para cada uno de los posibles escenarios, a fin de seleccionar el mejor, requeriría una cantidad excesiva de tiempo de cálculo.

El documento US 2008/0300793 A1 divulga una técnica de algoritmo evolutivo híbrido ("HEA") para calcular automáticamente ubicaciones de pozos y drenaje en un campo.

El documento de NEJAD T., SAHAND U., ALEAGAHA A., SALARI S.: "Estimating Optimum Well Spacing in a Middle East Onshore Oil Fiedl Using a Genetic-Algorithm-Optimization Approach" de la Sociedad de ingenieros del petróleo, SPE, vol. SPE105230 del 14 marzo de 2007, divulga un procedimiento para la optimización de la separación de pozos en la fase de desarrollo de una reserva de hidrocarburos y la planificación para la perforación de pozos de producción.

El documento de PANG S., FAEHRMANN P.: "Development Planning in a Mature Oil Field ", de la Sociedad de ingenieros del petróleo, SPE, vol. SPE25352, del 8 febrero de 1993, divulga una planificación del desarrollo en un campo petrolífero maduro.

Sumario de la invención La invención ha sido llevada a cabo en consideración a los problemas anteriores y su objeto es proporcionar un procedimiento para mejorar la producción de un campo de gas natural o petróleo maduro, el cual no requiera una 50 cantidad excesiva de tiempo de cálculo.

La invención proporciona un procedimiento para mejorar la producción de un campo de gas o petróleo maduro según la presente invención, comprendiendo dicho campo una pluralidad de pozos existentes, dicho procedimiento comprendiendo:

-proporcionar un simulador de campo capaz de predecir una producción de dicho campo, pozo a pozo, en función de un escenario determinado, un escenario siendo un conjunto de datos que comprenden parámetros de producción de los pozos existentes y, dado el caso, los parámetros de ubicación y producción de uno o más pozos nuevos, 60 -determinar las zonas de drenaje de dichos pozos existentes utilizando el simulador de campo, -determinar ubicaciones de nuevos pozos candidatos de tal modo que las zonas de drenaje de dichos nuevos pozos candidatos, determinadas utilizando el simulador de campo, no se solapen con las zonas de drenaje de 65 los pozos existentes,

- optimizar el valor de una función de ganancia la cual depende de la producción del campo mediante la determinación de un conjunto de pozos de una pluralidad de conjuntos de pozos, la cual optimiza el valor de dicha función de ganancia, cada conjunto de pozos de dicha pluralidad de conjuntos de pozos comprendiendo los pozos existentes y nuevos pozos seleccionados de entre los nuevos pozos candidatos.

Con el procedimiento de la invención, los nuevos pozos candidatos se determinan de tal modo que sus zonas de drenaje no se solapen con las zonas de drenaje de los pozos existentes. Por lo tanto, el número de nuevos pozos candidatos se reduce en comparación con las múltiples ubicaciones posibles para nuevos pozos. Puesto que la función de ganancia depende de la producción del campo, la determinación de su valor para un escenario determinado requiere la utilización del simulador de campo. Sin embargo, puesto que la optimización se lleva a cabo seleccionando nuevos pozos entre los nuevos pozos candidatos, el número de escenario se reduce en comparación con el número de posibles escenarios. La optimización no requiere la utilización del simulador de campo para cada uno de los escenarios posibles y el tiempo de cálculo se reduce.

En una forma de realización, el procedimiento comprende una etapa heurística en la que los nuevos pozos candidatos son seleccionados previamente o no seleccionados mediante la aplicación de por lo menos una regla heurística, cada conjunto de pozos de dicha pluralidad de conjuntos de pozos consistiendo en los pozos existentes y nuevos pozos seleccionados entre los nuevos pozos candidatos previamente seleccionados.

Esto permite la reducción adicional del número de escenarios.

Por ejemplo, dicha regla heurística comprende la selección previamente y no selección de nuevos pozos horizontales candidatos, dependiendo de su orientación.

Dicha regla heurística puede comprender la selección previa y la no selección de nuevos pozos candidatos, dependiendo de su distancia con los pozos existentes.

La regla heurística también puede comprender la selección previa y la no selección de nuevos pozos candidatos, dependiendo de su producción de petróleo acumulada determinada por el simulador de campo.

En una forma de realización, la optimización del valor de una función de ganancia comprende la determinación de los parámetros óptimos de producción para un conjunto determinado de pozos mediante la aplicación de procedimientos de optimización deterministas.

La optimización del valor de una función de ganancia puede comprender la determinación del conjunto óptimo determinado de pozos mediante la aplicación de procedimientos de optimización no deterministas.

En una forma de realización, la optimización del valor de dicha función de ganancia comprende la determinación de un conjunto de inyectores los cuales optimizan el valor de dicha función de ganancia.

Los pozos pueden tener una geología individual o multicapa. En el último caso, el simulador de campo puede ser capaz de predecir una producción de dicho campo, pozo a pozo y por capa o grupo de capas.

El procedimiento puede comprender una etapa de la definición de limitaciones que deban ser cumplidas por el 45 conjunto de pozos el cual optimiza el valor de dicha función de la ganancia.

El procedimiento puede comprender una etapa de la definición de limitaciones que deban ser cumplidas por dichos parámetros óptimos de producción.

Breve descripción de los dibujos Éstos y otros objetos y características de la presente invención se pondrán de manifiesto a partir de la siguiente descripción de formas de realización preferidas proporcionadas haciendo referencia a los dibujos adjuntos, en los cuales:

la figura 1 es una vista esquemática que muestra las zonas de drenaje de los pozos existentes en un campo petrolífero maduro, las figuras 2 y 3 muestran las zonas de drenaje de nuevos pozos candidatos para el campo petrolífero de la figura 60 1, y la figura 4 es un cuadro de flujo que ilustra un procedimiento para la mejora de la producción de un campo petrolífero maduro, según una forma de realización de la invención.

Descripción detallada de las formas de realización preferidas Formas de realización de la invención se describirán en detalle en este documento más adelante mediante la referencia a los dibujos.

La figura 1 representa una vista esquemática de un campo petrolífero maduro 1, desde arriba. El campo petrolífero 1 comprende una pluralidad de pozos existentes 2, 2â?. Los pozos existentes 2, 2â? comprenden en particular pozos verticales 2 y pozos horizontales... [Seguir leyendo]

1. Procedimiento para mejorar la producción de un campo de gas o petróleo maduro, comprendiendo dicho campo una pluralidad de pozos existentes (2, 2â?) , comprendiendo dicho procedimiento: 5

- proporcionar un simulador de campo (10) capaz de predecir una producción de dicho campo, pozo a pozo, en función de un escenario determinado, siendo un escenario un conjunto de datos que comprende parámetros de producción de los pozos existentes (2, 2â?)

estando el procedimiento caracterizado por que -dicho conjunto de datos comprende, dado el caso, parámetros de ubicación y producción de uno o más pozos nuevos y por que comprende:

- determinar (11) las zonas de drenaje (3, 3â?) de dichos pozos existentes (2, 2â?) utilizando el simulador de campo, -determinar (12) unas ubicaciones de nuevos pozos candidatos de tal modo que las zonas de drenaje de dichos nuevos pozos candidatos, determinadas utilizando el simulador de campo, no se solapen con las 20 zonas de drenaje (3, 3â?) de los pozos existentes (2, 2â?) , -optimizar (13) el valor de una función de ganancia, la cual depende de la producción del campo mediante la determinación de un conjunto de pozos de entre una pluralidad de conjuntos de pozos, que optimiza el valor de dicha función de ganancia, comprendiendo cada conjunto de pozos de dicha pluralidad de conjuntos de pozos los pozos existentes (2, 2â?) y nuevos pozos seleccionados de entre los nuevos pozos candidatos.

2. Procedimiento según la reivindicación 1, que comprende una etapa heurística, en la que nuevos pozos candidatos son seleccionados previamente o no seleccionados mediante la aplicación de por lo menos una regla heurística, consistiendo cada conjunto de pozos de dicha pluralidad de conjuntos de pozos en los pozos existentes y en nuevos pozos seleccionados de entre los nuevos pozos candidatos previamente seleccionados.

3. Procedimiento según la reivindicación 2, en el que dicha etapa heurística comprende la selección previa y la no selección de nuevos pozos candidatos horizontales, en función de su orientación.

4. Procedimiento según la reivindicación 2, en el que dicha etapa heurística comprende la selección previa y la no selección de nuevos pozos candidatos, en función de su distancia con respecto a los pozos existentes.

5. Procedimiento según la reivindicación 2, en el que dicha etapa heurística comprende la selección previa y la no selección de nuevos pozos candidatos en función de su producción de petróleo acumulada determinada por el 40 simulador de campo.

6. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que la optimización del valor de una función de ganancia comprende la determinación de los parámetros de producción óptimos para un conjunto de pozos determinado mediante la aplicación de procedimientos de optimización deterministas o no deterministas.

7. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que la optimización del valor de una función de ganancia comprende la determinación del conjunto de pozos óptimo determinado mediante la aplicación de procedimientos de optimización no deterministas.

8. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que la optimización del valor de dicha función de ganancia comprende la determinación de un conjunto de inyectores, los cuales optimizan el valor de dicha función de ganancia.

9. Procedimiento según la reivindicación 1, en el que por lo menos uno de los pozos tiene una geología multicapa y 55 el simulador de campo es capaz de predecir una producción de dicho campo, pozo por pozo y por capa o grupos de capas.

10. Procedimiento según la reivindicación 1, que comprende la etapa de la definición de limitaciones que deben ser cumplidas por el conjunto de pozos, que optimiza el valor de dicha función de ganancia. 60

11. Procedimiento según la reivindicación 6, que comprende la etapa de definición de limitaciones que deben ser cumplidas por dichos parámetros de producción óptimos.