Optimización Estocástica de Planes de Desarrollo - MEIVAP

El procedimiento de cálculo Probabilístico del Volumen Original de Aceite y Reservas se resume en las siguientes etapas y de
manera esquemática en la Figura 4. 5:
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Etapa 1: Caracterizar probabilísticamente las variables de entrada al modelo: Área (A), Espesor promedio
(hprom), Porosidad promedio (Φprom), Saturación de agua inicial promedio (Swi prom), Factor volumétrico inicial
(Boi).
Etapa 2: Verificar la existencia y dimensionar la fortaleza de las correlaciones probabilísticas entre las variables de
entrada al modelo.
Etapa 3: Propagar mediante la Simulación de Montecarlo la incertidumbre de A, hprom, Φprom, Swiprom y Boi en
las ecuaciones 4.13 y 4.14, para encontrar la distribución de probabilidades de los Volúmenes Originales y las
Reservas recuperables. Una vez conocidas las distribuciones de probabilidades de las mencionadas variables, se
calcularán parámetros de interés como la media, la moda y los percentiles 10, 50 y 90.
Etapa 4: Realizar un Análisis de Sensibilidad a las distribuciones resultantes, para dimensionar la contribución de
la incertidumbre de cada una de las variables de entrada, en la variable de salida (Análisis por Contribución a la
Varianza).
Porosidad Promedio
Saturación de Agua Promedio
Área
7758 A hprom
prom
(1
Swprom)
x(FR)
Boi
Análisis de Sensibilidad
Espesor Promedio
Figura 4. 5. Estimación del Volumen Original y Reservas – Simulación de Montecarlo –Aceite.
Modelo Probabilista de Volúmenes Originales y Reservas en Yacimientos de Gas
Estimación del Volumen para Yacimientos de Gas
Para la estimación del Volumen Original en Sitio se considera utilizar el Método Volumétrico:
Yacimientos de Gas Seco:
43560Ahprom
prom (Sgiprom)
G (Ec. 4.16)
Bgi
Donde:
G: GOES, gas original en sitio, en pies cúbicos (PCN).
A: Área del yacimiento, en acres.
hprom: Espesor promedio de la roca yacimiento, en pies.