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Ajuste de historico_assistido_de_modelos_de_simulacao_de_reservatorios
 

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    Ajuste de historico_assistido_de_modelos_de_simulacao_de_reservatorios Ajuste de historico_assistido_de_modelos_de_simulacao_de_reservatorios Document Transcript

    • MINICURSO AJUSTE DE HISTÓRICO ASSISTIDO DE MODELOS DE SIMULAÇÃO DE RESERVATÓRIOS SERGIO HENRIQUE SOUSA
    • Setembro de 2009 Ajuste de Histórico Assistido de Modelos de Simulação de Reservatórios Sergio Sousa sergio.sousa@halliburton.com
    • Agenda Introdução Caracterização de Reservatórios Simulação Numérica de Reservatórios Ajuste de Histórico Assistido Estudo de Caso Conclusão © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 2
    • Introdução
    • O Que é Petróleo? Combinação de Óleo e Gás Natural Tipos de Óleo Óleo Cru (Crude Oil) Aparência escura e pegajosa Condensado (Condensate) Claro e volátil Betume (Bitumen) Semisólido Asfalto (Asphalt) Sólido © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 4
    • Produtos do Refino do Petróleo © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 5
    • Origem do Petróleo Duas teorias Origem inorgânica Reações químicas: água, CO2, carbonetos, carbonatos, etc. Origem orgânica (mais aceita) Decomposição de restos de foraminíferas e plâncton Origem orgânica Bactérias transformam os restos em Querogênio e Betume Soterramento (pressão: 1000m a 6000m) Calor (acima de 60°C) Formação por “Cozimento” Migração para cima até se acumular em trapas de óleo © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 6
    • Trapas ou Armadilhas de Óleo Folhelhos ricos em querogênios são o tipo mais comum de rocha geradora. O óleo se forma quando o querogênio é transformado por calor e pressão. O óleo formado migra por camadas de rochas porosas para a direção da superfície. Sem armadilhas, o óleo formado aflora na superfície terrestre. A exploração de petróleo busca encontrar possíveis trapas de óleo em bacias sedimentares. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 7
    • Formação, Migração e Acumulação © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 8
    • Rochas Reservatório Óleos criados nas rochas geradoras só ficam acessíveis quando armazenadas em rochas reservatório. Rochas reservatório como arenitos e, em menor nível, dolomitas e calcários são formadas por grãos pouco compactados e apresentam alta porosidade. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 9
    • Rochas Selantes ou de Trapa O óleo migra entre camadas de rochas permeáveis até que seu caminho é bloqueado por rochas impermeáveis. Camadas selantes geram trapas dando condições à acumulação de óleo. O tipo mais comum de rocha selante é o folhelho (shale). © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 10
    • Tipos de Trapas Trapa Anticlinal Trapa de Falha Trapa de Pinçamento Trapa de Domo Salino © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 11
    • Anticlinais e Exploração de Petróleo Série de domos anticlinais nas Montanhas de Zagros no sudeste do Iran. As Montanhas de Zagros são os mais antigos e ricos campos de petróleo do mundo. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 12
    • Ciclo de Vida do Reservatório Descoberta Exploração Avaliação Gerenciamento de Abandono Reservatórios Desenvolvimento Terciária Primária Secundária Produção © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 13
    • Fluxo de Caixa de Um Reservatório Fonte: Ravagnani, A.T.F.S.G. – Unisim Online nº 23 (2008) © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 14
    • Integração e Trabalho de Equipe © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 15
    • Processo de Gerenciamento de Reservatórios © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 16
    • Plano de Desenvolvimento © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 17
    • Planejamento Estratégico Objetivos variam de acordo com a estratégia da companhia Maximizar o valor econômico de um ativo Maximizar o número de empregos na indústria nacional Maximizar recuperação Outros Vazão de Produção Lucro © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 18
    • Entendimento da Natureza do Reservatório Geologia e Geofísica Mecanismos de Propriedades de Recuperação Rocha Propriedades de Fluxo no Desempenho Fluido Reservatório Passado © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 19
    • Plano de Desenvolvimento Planejado Real Histórico Previsão p t RGO Adensamento de Malha de Poços & Injeção de Água t Injeção de Água Qo Depleção Natural t t © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 20
    • Caracterização de Reservatórios
    • Origem dos Dados Dados Fonte Mapas estruturais e de isópacas Sísmica 3D e Registros de poço Porosidade, Permeabilidade e Saturações Perfilagem de poços, testemunhos de Fluido e correlações Contatos de fluidos e Topo da Formação Perfilagem de poços Pressão e temperatura do reservatório Testes de poço Propriedades de PVT Amostras de fundo de poço e correlações Permeabilidades relativas Análises de testemunhos e correlações Vazões de produção e histórico Testes de poços e resumo de vazões © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 22
    • Modelo Integrado Geologia Petrofísica Geofísica Modelo de Geoestatística Reservatório Integrado Engenharia © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 23
    • Trabalho em Equipe Geocientistas e Engenheiros devem cooperar para: Melhor descrição do modelo e menor incerteza Time pode resolver inconsistências nos dados reduzindo custos Trabalhos isolados geram planos menos eficazes Maior potencial de descobrir novas reservas Quantificação de incertezas: dado fixo vs. variáveis incertas © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 24
    • Interpretação de Dados Sísmicos 3D Informações Obtidas Informações Qualitativas Obtidas Profundidade do reservatório Identificação de intervalos porosos Formato estrutural, falhas e Identificação dos fronteiras de sal hidrocarbonetos no reservatório Visualização do reservatório Passado geológico Identificação de zonas de alta pressão Propriedades entre os poços Movimentação de fluidos Orientação de fraturas © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 25
    • Profundidade Vs. Tempo © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 26
    • Amplitude Sísmica amplitude amplitude densidade na velocidade acústica incidente refletida camada superior na camada superior i r = R0i ρ1v1 Interface entre t = (1+ R0 )i ρ 2 v2 camadas de rocha amplitude densidade na velocidade acústica transmitida camada inferior na camada inferior ρ 2 v2 − ρ1v1 contraste de R0 = impedâncias ρ 2 v2 + ρ1v1 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 27
    • Empilhamento de Dados Sísmicos Empilhamento (Stacking) Traços que compartilham ponto de reflexão são somados Redução de ruído Pressupostos do Processamento Sísmico Convencional Camadas são consideradas horizontais Ponto de reflexão está a metade do caminho entre a fonte e o sensor Um modelo simples de velocidades de propagação é suficiente. Atua sobre dados post-stack Reservatórios Complexos Processamento pré-stack © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 28
    • Interpretação Estrutural tempo total de propagação coordenada x © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 29
    • Interpretação Estrutural tempo total de propagação coordenada x © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 30
    • Interpretação Estratigráfica © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 31
    • Interpretação Estratigráfica de Bacias Halliburton-Landmark Norway SuperGRID • 18000km2 of Data • 122 GB Volume Displayed • <1.0 GB RAM Used • Interpretation Ready © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 32
    • Perfilagem de Poços Medidas Registradas Resultados Desejados Potencial espontâneo Profundidade das zonas produtoras Radiação gama natural Espessuras de zonas Radiação induzida Tipos de rocha Resistividade Porosidades Velocidade acústica Permeabilidades Densidade Saturações de Fluidos Caliper (Paquímetro) © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 33
    • LWD – Logging While Drilling PWD Raios Gama Resistividade Densidade Acústicos Telemetria Sônico Neutrão Densidade Resistividade PWD Rotary Raios Gama Termal Azimutal Steerable Na Broca System © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 34
    • PWD – Pressão Durante a Perfuração Medições Pressão Anular Pressão Interna Temperatura Aplicações Evitar perda de circulação Detectar kicks Reduz o risco de fraturamento/colapso © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 35
    • Raios Gama Princípio Físico da Medição Radioatividade natural das rochas Aplicações Correlação geológica Cálculo de volume de argila Identificação Litológica Geo-Posicionamento © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 36
    • Resistividade Aplicações Geo-Posicionamento Cálculo de Rv e Rh em rochas anisotrópicas Cálculo de Inclinação de camadas Identificação de Fraturas Estudos de Modelagem Resistiva (1D, 2D ou 3D) EWR-P4 EWR-M5 AFR ADR © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 37
    • Densidade Aplicações Porosidade Identificação de Fluidos (em combinação com outros perfis) Pressão de Poros em TR Propriedades Mecânicas e Análise de Estabilidade de Poços TR © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 38
    • Acústicos Petrofísicas Porosidade Propriedades Mecânicas Detecção de Gás a partir da relação Vp/Vs Perfuração Pressão de Poros Análises de Estabilidade de Poços Optimização de Parâmetros de Perfuração Seleção de Brocas Geofísicas Conversão Tempo / Profundidade Sismograma Sintético em Tempo Real © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 39
    • Características da Análise de Perfis A maior parte dos dados desejados não pode ser medida diretamente. Os perfis são resultados da interação das ferramentas de perfilagem com a rocha, os fluidos do reservatório e os fluidos do poço. Os perfis precisam ser ajustados para contabilizar os efeitos da geometria dos equipamentos e fluidos do poço. Dados adicionais devem ser considerados durante a análise. Ex: características da lama de perfuração, da ferramenta, defeitos observados, condições do poço, etc. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 40
    • Análise Geoestatística Principal Pergunta Quais são as propriedades do reservatório entre os poços? Motivação A análise estatística da distribuição dos valores nos dados pode levar a melhores estimativas entre pontos medidos. A heterogeneidade do reservatório é melhor representada. A geoestatística pode integrar diferentes fontes de dados ao fazer a interpolação. Ex: dados dos poços + dados obtidos por mapeamento sísmico. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 41
    • Mapeamento Convencional Exemplo: Montanhas Rochosas © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 42
    • Mapeamento Convencional © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 43
    • Mapeamento Convencional Interpolação Simples © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 44
    • Geoestatística A geoestatística usa a correlação espacial de valores medidos de uma propriedade para estimar o valor da propriedade em outros locais. Como a espessura porosa varia com a distância e direção de um poço a outro? © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 45
    • Cálculo de Um Variograma espessura porosa de um poço à distância h γ (h ) = ∑ [Z (x ) − Z (x + h )] 2 2n espessura porosa de um poço © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 46
    • Termos do Variograma SILL NUGGET = γ(0) RANGE © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 47
    • Variogramas Direcionais © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 48
    • Elipse do Variograma Direcional © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 49
    • Krigagem Pode usar a elipse do variograma para guiar a estimação dos valores de espessura porosa O mapa gerado respeita os valores especificados enquanto segue as tendências estatísticas nos pontos não especificados Se os nuggets do variograma não são zero, haveria discontinuidades no mapa © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 50
    • Contorno Convencional vs. Krigagem © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 51
    • Reservatórios de Óleo e Gás Gá s PB Pressão PO © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 52
    • Reservatórios de Óleo e Gás Reservatórios de Óleo Reservatório de Gás Gás Água Água Subsaturado Saturado © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 53
    • Mecanismos Primários de Produção Expansão da Rocha e dos Fluidos Gás em Solução Expansão da Capa de Gás Drenagem Gravitacional Influxo de Água © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 54
    • Eficiência dos Mecanismos Primários de Produção © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 55
    • Análise do Desempenho de Reservatórios Técnica de Análise Estimativas Obtidas Volumétrica Volume original de óleo in-situ Curvas de Declínio Reservas, fator de recuperação Volume original de óleo in-situ, mecanismo de Balanço de Materiais recuperação Volume original de óleo in-situ, reservas, fator Simulação Matemática de recuperação, desempenho sob diversos cenários © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 56
    • Comparação das Técnicas de Análise de Reservatórios © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 57
    • Reservas Recuperação Total Econômica = Volume Original de Óleo In-Situ × Fator de Recuperação Reservas = Recuperação Total Econômica – Produção Acumulada Passada © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 58
    • Da Exploração ao Modelo de Simulação Dados Exploratórios Arcabouço Estrutural Modelo Estratigráfico Poços e desen- Análise de volvimento do Modelo de Fácies Bacias campo Modela- gem Upscaling & Simulação Incertezas e Pós-Processamento Modelagem Petrofísica P10 P50 P10 P90 P50 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 59
    • Simulação Numérica de Reservatórios
    • Simulação de Reservatórios Previsão do desempenho de um reservatório, Objetivo definindo meios para aumentar, da forma mais econômica possível, sua recuperação final. Schiozer, D. J. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 61
    • Ciclo de Vida do Reservatório – Be-a-bá da Engenharia de Reservatórios Adensamento Descoberta Avaliação Desenvolvimento de Malha / Inj. EOR Abandono de Água A Precisão da Simulação Desenvolvimento do Ativo Valor da Simulação Avaliação do Ativo Avaliaç Abandono do Ativo Valor da Decisão Precisão da Simulação Numérica do Reservatório z “ Tivemos a “Eu perfurei poços de avaliação, poç avaliação, ocorrência de óleo, leo, mas tenho incerteza quanto ao “Não sei qual técnica de mas ainda há muita suporte do aqüífero.” aqüífero. recuperação avançada irá recuperaç avanç irá incerteza associada maximizar o VPL…” VPL …” ao reservatório.” reservató rio. Vida do Reservatório (Tempo) © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 62
    • Principais Utilidades Previsão de produção; Estudo de Sensibilidade; Avaliação de campos; Gerenciamento de campos; Determinar o fator de recuperação; Análise de métodos de recuperação, etc. Ajuste de histórico Auxiliar na caracterização de reservatórios: Identificação de barreiras; Identificação de propriedades próximas aos poços Entender os mecanismos de fluxo Desenvolvimento de modelos simples e correlações. Schiozer, D. J. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 63
    • Escolha do Modelo Numérico Objetivo do Estudo Complexidade do problema; Qualidade da descrição desejada; Qualidade e quantidade dos dados de produção; Precisão requerida Tempo e custo CUSTO PRECISÃO DOS RESULTADOS BALANÇO DE DECLÍNIO SIMULAÇÃO DE MATERIAIS DE PRODUÇÃO RESERVATÓRIOS Schiozer, D. J. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 64
    • Tipos de Simuladores Domínio de Aplicação: Região do Poço x Todo Campo Número de Fases: Uma x Duas x Três (O,G,W) Número de Componentes: Black-Oil x Composicional Equação de Calor: Não x Sim (Simulador Térmico) Reações Químicas / Difusão / Etc: Não x Sim Reservatórios Fraturados: Não x Sim Tipo de Rocha: Convencional x Dupla (φ e K) Acoplamento Geomecânico: Não x Sim Método Numérico: Streamlines x DF x EF x etc Solução das Equações: IMPES x Implicíto Malhas: Estruturadas x Não-Estruturadas (Voronoi, Etc) Acoplamento Instalações de Superfície: Parcial x Total Uso Geral: Não-Comercial x Comercial Schiozer, D. J. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 65
    • Fases e Direção do Fluxo Fases do Fluido Uma fase Óleo ou gás Duas fases Óleo e gás ou óleo e água Três fases Óleo, gás e água Direção do Fluxo Unidimensional Linear ou radial Bi-dimensional Areal, ou seccional (direções x-y, x-z, ou r-z) Tridimensional Direção x-y-z Schiozer, D. J. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 66
    • Equações de Fluxo Equacionamento Solução Origem das Equações Diferenciais Métodos de Solução Parciais Explícita – A solução das Lei da conservação de massa Lei de Darcy saturações e pressões ocorre de Comportamento PVT dos forma explícita. Fluidos Implícita – A solução das Variáveis definidas saturações e pressões ocorre de So, Sg, Sw Po, Pg, Pw forma implícita. Relações Auxiliares IMPES – A solução das So + Sg + Sw = 1 saturações é implícita e a das Pcow = Po – Pw = Pcow(So,Sw) Pcog = Pg – Po = Pcog(So,Sg) saturações é explícita. Schiozer, D. J. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 67
    • Tipos de Simuladores Por Mecanismo de Fluxo Black Oil Somente equações de fluxo de fluidos. Composicional Equações de fluxo de fluidos. Composição das fases. Térmicos Equações de fluxo de fluidos. Equações de transferência de calor. Químicos Equações de fluxo de fluidos. Transporte de massa por dispersão, adsorção e particionamento. Schiozer, D. J. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 68
    • Processo de Simulação 3 fases principais Obtenção dos dados de entrada Geológicos, de reservatório, completações de poços, de produção, injeção e etc. Ajuste de histórico Inicialização, ajuste de pressão, ajuste de saturações e ajuste de índices de produtividade. Previsão de produção Plano de produção existente ou alternativo © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 69
    • Ajuste de Histórico Assistido
    • Ajuste de Histórico Premissa: modelos ajustados fornecem melhores previsões. Desafios Problema inverso e mal-posto. Elevado número de parâmetros de ajuste. Alguns parâmetros podem possuir interdependências. Simulações podem ser demoradas. Normalmente não há soluções únicas. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 71
    • Ajuste de Histórico – Motivação (Schiozer) Objetivo da simulação é prever o desempenho do reservatório. A previsão é um problema direto Causa Efeitos Entradas (k,Φ, DWOC ...) Respostas (Np, Qo, P) MAS, não sabemos quais valores são apropriados para usarmos como entrada para as simulações (Incerteza). Não podemos caracterizar totalmente os dados de entrada. Visando aumentar a confiabilidade das previsões, realizamos inicialmente um Ajuste Histórico dos dados de entrada da simulação. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 72
    • Ajuste de Histórico – Descrição (Schiozer) No ajuste de histórico procura-se encontrar as propriedades do reservatório que fornecem curvas de produção próximas das curvas reais de produção. O ajuste de histórico é um problema inverso Efeito (conhecido) Causa (desconhecida) Respostas (Np, Qo, P) Entradas (k,Φ, DWOC ...) Várias soluções; Grande consumo de tempo (meses). Ajustes são frequentemente dados por finalizados por tempos pré-estabelecidos, com baixa qualidade → previsões são feitas com ajustes sub-ótimos. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 73
    • Introdução ao Ajuste de Histórico Configuração de Entrada Desconhecida! Solução Conhecida! Solução Conhecida! © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 74
    • Introdução ao Ajuste de Histórico © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 75
    • Introdução ao Ajuste de Histórico © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 76
    • Introdução ao Ajuste de Histórico © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 77
    • Introdução ao Ajuste de Histórico Ajuste Satisfató rio! Ajuste Satisfatório! Satisfató © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 78
    • Ajuste de Histórico – Procedimento (Schiozer) Procedimento mais comum informar Qo para o simulador ajustar Qo, Qw, Qg, pressão, ... Quando terminar o ajuste? quando objetivo for alcançado quando acabar tempo, dinheiro quando ganho em precisão dos resultados for pequeno com aumento significativo de trabalho Importante! Resultado ± intervalo de confiança © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 79
    • Ajuste Típico © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 80
    • Tipos de Ajuste Manual Sucesso depende da experiência do engenheiro de reservatórios. Dificuldades: grande volume de dados, produtividade baixa, exige organização e método. Automático Necessidade de adequar metodologia aos recursos computacionais existente. Dificuldades: encontrar boa parametrização, simulações são demoradas, dificilmente tira proveito da experiência do engenheiro de reservatórios. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 81
    • Ajuste de Histórico Assistido Combinação entre o ajuste de histórico manual e o automático. A experiência do engenheiro é aproveitada. Redução do número de parâmetros de ajuste. Estabelecimento de objetivos em cada etapa do ajuste. Aproveitamento dos recursos computacionais. Novos casos são gerados automaticamente. Os casos são avaliados sem necessidade de intervenção. Ganho de produtividade. Potencialmente, um maior volume de informações sobre o reservatório é usado no ajuste do que seria utilizado de forma automática. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 82
    • Otimização Baseada em Simulações Aplicações A simulação é rápida o suficiente para ser acoplada a um algoritmo de otimização existente. Simulação não tem modelo analítico conhecido. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 83
    • Otimização Local vs. Global 2 8 ⋅ sen ( 2 ⋅ x ) + 5 cos ( 2 ⋅ y ) + x ⋅ y + x 2 − ⋅ y 2 − 240 f ( x, y ) = 3 100 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 84
    • Métodos de Busca Direta Aplicação A função objetivo não pode ser expressa analiticamente em função dos parâmetros de entrada. A função objetivo depende do resultado de uma simulação de um modelo real. Raízes na década de 50. Termo cunhado por Hooke e Jeeves (1961). Avanços na tecnologia de informação popularizaram seu uso. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 85
    • Heurísticas e Metaheurísticas Algoritmo exato eficiente Tempo de execução comprovadamente bom. Solução encontrada é comprovadamente boa ou ótima. Heurística: um ou ambos os objetivos são relaxados. Metaheurística: Uma heurística guia um algoritmo (heurístico ou não) na superação de ótimos locais. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 86
    • Metaheurísticas: Exemplos Notórios Simulated Annealing Algoritmos Genéticos Busca Tabu Busca Dispersa (Scatter Search) © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 87
    • Função Objetivo d p ( t6 ) Afastamento d p ( t5 ) ∑ ( h (t ) − d (t )) n p i p i × ∑ ( hp ( ti ) − d p ( ti ) ) n Dado de Produção/Injeção A( p) = 2 i =1 hp ( t4 ) hp ( t5 ) h p ( t6 ) ∑ ( h (t ) − d (t )) n i =1 p i p i 1444 2444 3 grandeza h p ( t3 ) d p ( t4 ) i =1 144424443 sinal Afastamento Normalizado hp ( t2 ) d p ( t3 ) Acaso ( p )  F ( p ) > 1 ⇒ pior que o base  F ( p) = ⇒ hp ( t1 ) Abase ( p )  F ( p ) < 1 ⇒ melhor que o base  d p ( t2 ) h p ( t0 ) d p ( t0 ) Função Objetivo Global d p ( t1 ) n ∑ w F ( p ,t)i i i FOG = i =1 n , wi ∈ ℜ + ∑w i =1 i © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 88
    • Ajuste de Histórico em 3 Fases (Satter, et. all) Ajuste de Pressão Ajuste de Saturações Ajuste de Produtividade © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 89
    • Ajuste de Pressão © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 90
    • Ajuste de Saturações © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 91
    • Ajuste de Produtividade © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 92
    • Estudo de Caso
    • O Problema Praticamente todos os engenheiros de reservatórios e de produção atualizam modelos existentes com dados de campo para gerenciamento do reservatório e da produção Processos tradicionais de ajuste: Exigem um esforço tremendo (seis meses a um ano para simulação de reservatórios). Requerem recursos que poderiam ser melhor alocados em outras áreas caso o processo fosse mais automatizado. Não explora completamente os possíveis ajustes. Os resultados freqüentemente são simplificados demais. Não incluem operações de tempo real. Os resultados não podem ser gerenciados dinamicamente. Não permitem a colaboração entre engenheiros de produção e de reservatórios. Produz resultados que são freqüentemente inadequados. Ignoram risco. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 94
    • O Objetivo Atualizar o caso base existente com dados observados no campo provendo um conjunto de modelos de simulação alternativos, endereçando riscos e operações em tempo real. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 95
    • O Modelo de Wytch Farm © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 96
    • Modelagem do Ajuste Propriedade Palavra-Chave Arquivo Propósito KxMod1, KxMod2, KxMod3, KxMod4 Varia o fluxo de fluidos nas direções KX, permeabilidade MOD, FUNCTION func_kx_to_kz_ratio.inc KY e KZ. contato água-óleo WOC Equilibrum_Data.inc Varia a espessura do reservatório. profundidade de Ajusta a profundidade de referência DEPTH Equilibrum_Data.inc referência para o contato água óleo. Varia o cálculo do net-to-gross, com net-to-gross MOD NetGrsMod.inc conseqüentes efeitos no cálculo da transmissibilidade. transmissibilidade Varia o fluxo de fluidos entre blocos FaultMultModClass.fml das falhas pertencentes às falhas. Perf_L98_6_M6.inc, Varia o fluxo de fluidos nas skin SKIN Perf_L98_6_M7.inc completações do poço. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 97
    • Contato Água-Óleo © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 98
    • Net to Gross © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 99
    • Modificador KX1 – Camadas 1 a 5 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 100
    • Modificador KX2 – Camadas 6 a 10 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 101
    • Modificador KX3 – Camadas 11 a 15 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 102
    • Modificador KX4 – Camadas 16 a 20 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 103
    • Modificador KZ © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 104
    • Transmissibilidade da Falha C © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 105
    • Transmissibilidade da Falha D © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 106
    • Skin do Poço L98_6_M7 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 107
    • Ajuste Inicial (1) 98_6_F19 98_6_F20 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 108
    • Ajuste Inicial (2) 98_6_M10 98_6_M15 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 109
    • Ajuste Inicial (3) 98_6_M16 Campo © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 110
    • Ajuste Inicial (4) L98_6_F5 L98_6_F7 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 111
    • Ajuste Inicial (5) L98_6_L8 L98_6_M6 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 112
    • Ajuste Inicial (6) L98_6_M7 L98_6_M9 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 113
    • Função Objetivo 240 Iterações! Iteration © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 114
    • Vazão de Óleo do Campo D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 115
    • Vazão de Injeção de Água do Campo D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 116
    • Vazão de Água Produzida no Campo D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 117
    • Vazão de Água do Poço 98_6_M12 D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 118
    • Vazão de Água do Poço 97_10_A6 D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 119
    • Vazão de Água do Poço 98_6_K12 D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 120
    • Vazão de Água do Poço L98_6_F5 D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 121
    • Vazão de Água do Poço L98_6_F7 D s ay © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 122
    • Múltiplas Soluções © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 123
    • Conclusão
    • Resumo Complexidade do Ajuste de Histórico: Grande número de parâmetros incertos. Problema não tem expressão analítica. Funções objetivo baseadas em diferenças quadradas geram topologias complexas. Presença de diversos mínimos locais confirma o caráter multi-solução do AH encontrado na literatura. Processos automatizados dependem de uma discretização do espaço e parametrização adequadas. Dificuldades de convergência de ajustes automáticos podem ser resolvidos com ajustes assistidos. Procedimentos de ajuste assistido não garantem convergência, as premissas adotadas devem refletir a dinâmica do reservatório. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 125
    • Regras de Ouro Para Engenheiros de Simulação – (Aziz) Entenda seu problema e defina seus objetivos. Busque simplicidade. Comece e termine com o modelo mais simples possível. Entenda as limitações e capacidades do modelo. Entenda as interações entre as diferentes partes do modelo: reservatório, aqüífero, poços e facilidades. Não assuma que maior é melhor. Sempre questione o tamanho de um projeto que tenha limites de tempo e/ou dinheiro. Qualidade e quantidade dos dados são importantes. Saiba suas limitações e confie em seu julgamento. Lembre-se que a simulação não é uma ciência exata. Faça um simples balanço de materiais para verificar dados da simulação. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 126
    • Regras de Ouro Para Engenheiros de Simulação – (Aziz) cont. Seja razoável em suas expectativas. Muitas vezes o máximo que se pode obter de um estudo é algum discernimento dos méritos relativos das opções disponíveis. Questione os ajustes aos dados na fase de ajuste de histórico. Lembre-se que o processo não possui solução única. Nunca suavize ou elimine extremos. Preste atenção nas medições e nas escalas em que foram feitas. Medidas em escala de testemunhos podem não valer para blocos, mas elas certamente influenciam as outras escalas. Não economize em dados necessários de laboratório. Planeje os experimentos com seu fim em mente. © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 127
    • Referências Computer-Assisted Reservoir Curso Introdução à Management Simulação Numérica de Abdus Satter, Jim Baldwin e Reservatórios Rich Jespersen Prof. Dr. Denis José PennWell Schiozer ISBN 978-0-878147-77-9 Oil And Natural Gas Society of Petroleum Engineers DK ADULT ISBN 978-0756638795 © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 128
    • Mini-Curso de Ajuste de Histórico Assistido Sergio Sousa sergio.sousa@halliburton.com © 2009 Halliburton. All Rights Reserved. 129