Introduccion a La Simulacion

Simulación de Yacimientos

República Bolivariana de Venezuela

La Universidad del Zulia Facultad de Ingeniería

Escuela de Petróleo

INTRODUCCION A LA SIMULACION DE YACIMIENTOS

PROF. DICKSON TOYO

Maracaibo, 2009.

Yacimientos II Prof. Dickson Toyo


Índice Introducción Planteamiento del Problema 1. Objetivos 2. Conceptos básicos

• Simulación De Yacimientos • Modelaje De Yacimientos

3. Aplicaciones de la simulación de yacimientos. • Planificación de escenarios de desarrollo: • Esquemas de producción y estimación de reservas: • Seguimiento de yacimiento: • Distribución de producción:

4. Etapas de la Simulación de yacimientos • Adquisición, revisión, validación de la data. • Diseño del modelo • Inicialización • Cotejo del modelo. • Predicción

5. Representación Geométrica del Yacimiento • Modelos Cero Dimensiones. • Modelos De Una Dimensión. • Modelos De Dos Dimensiones. • Modelos De Tres Dimensiones:

6. Decisión del Modelo a utilizar 7. Tipos de Modelos

• Balance de Materiales • Simulación Numérica

o Descripción del yacimiento. o Propiedades de los fluidos del yacimiento. o Relaciones de interacción de fuerzas entre rocas y fluidos. o Datos de pozo.

8. Tipos de mallas • Mallas regulares • Mallas irregulares • Block center • Corner point • Asignación de los valores de las propiedades de la roca a la malla de simulación • Orientación de la malla

9. Valor de la Simulación. 10. Costo de la Simulación. Conclusiones



Introducción La ingeniería de yacimientos tiene como objetivos fundamentales la estimación de

los hidrocarburos originales en los yacimientos, la determinación de las reservas y la predicción de las tasas de recuperación de los yacimientos. Para estimar las reservas, primero es necesario estimar los volúmenes de fluidos in situ, lo cual puede lograrse mediante el uso de información geológica, análisis de núcleos, registros eléctricos, etc. También las reservas se pueden estimar estudiando el comportamiento de las presiones y de los volúmenes de fluidos en el yacimiento, usando varias técnicas de simulación. Estas técnicas permitan establecer los mecanismos de producción y su cuantificación con lo cual se estima el factor de recobro aplicable al yacimiento para obtener, finalmente, las reservas. Para estimar las tasas de recuperación, de nuevo se utilizan técnicas adecuadas para extrapolar el comportamiento futuro del campo bajo diferentes condiciones de operaciones de producción. De esta manera tenemos que la primera tarea del ingeniero de yacimientos es seleccionar una técnica para simular el futuro comportamiento que se considera de exactitud aceptable. La simulación de yacimientos, es el proceso de inferir el comportamiento real a partir del comportamiento de un modelo. Los modelos pueden ser físicos, tales como modelos a escala de laboratorio, o matemáticos.

• Un modelo matemático de un sistema físico es un conjunto de ecuaciones de conservación de masa y/o energía que se cree describen adecuadamente los procesos que tienen lugar en los sistemas bajo estudio (pozo, yacimiento, campo, etc.).

Los procesos que ocurren yacimientos de petróleo son, básicamente: • Flujo de fluidos y transferencia de masa y energía en medios porosos

gobernados por sus respectivas leyes físicas (Darcy, Fick, Fourier, etc.) y modificadas con el concepto de permeabilidad relativa.

Así, han estado disponibles varias técnicas de simulación en la industria por

varios años. Ellas difieren en el grado de sofisticación y complicación dependiendo de las diferentes aplicaciones.

Las curvas de declinación son gráficos de tasa de producción vs. tiempo o

producción acumulada en una variedad de escala de coordenadas. Usualmente se traza una línea recta a través de estas observaciones y se extrapola para dar el ultimo recobro y la tasa de recuperación. Las curvas de declinación solamente usan esta información y prestan relativamente poca importancia a otros datos de yacimientos como presión, geología o petrofísica.



Un cambio en el modo de operación del campo podría cambiar la pendiente de declinación de la curva y esto constituye uno de los puntos débiles de esta técnica. En estudios de balance de materiales, el comportamiento de presión – volumen supone una permeabilidad finita para todo el yacimiento. Suponiendo un volumen de peroles originalmente en sitio a partir de cálculos volumétricos, se permite que la presión decline siguiendo la tasa de vaciamiento del yacimiento. Esta declinación se ajusta en función del comportamiento de la presión observado y, si es necesario, la cifra del POES se modifica hasta lograr el ajuste. En presencia de un empuje por agua, se incluyen variables adicionales que permiten el influjo de agua por relaciones matemáticas conocidas tal como la técnica de Hurst y Van Everdingen. Se han empleado otros modelos o técnicas con el propósito de estudiar los desplazamientos de fluidos tales como la de Buckley – Leverett que permite variación de movilidad debido a cambios de saturación y efectos de permeabilidad relativa o como los modelos de Stiles y Dikstra – Parsons aplicables en yacimientos estratificados. Finalmente tenemos los modelos numéricos de simulación, como un conjunto de programas de computación que usan métodos numéricos para obtener una solución aproximada del modelo matemático. En estos casos el yacimiento es visualizado como un conjunto de regiones o bloques que representan volúmenes discretos de una malla en que se ha subdividido el yacimiento. Estos métodos numéricos son necesarios debido a que las ecuaciones en derivadas parciales del modelo matemático representan:

1. Heterogeneidad del yacimiento (permeabilidad y porosidad variables y geometría irregular).

2. Sin linealidades de permeabilidades relativas y presión capilar con relación a saturaciones.

3. sin linealidades en las propiedades PVT de fluidos como función de presión, composición y temperatura. Dada la gran cantidad de cálculo asociado con la solución, el uso de computadoras es imprescindible.

Los métodos numéricos son extremadamente generales en su aplicación y han

probado ser altamente satisfactorios para obtener soluciones bajo condiciones complejas de yacimiento. Esto hace de los modelos numéricos de simulación la técnica más compleja y flexible disponible para el ingeniero de yacimientos.



Planteamiento del Problema Corresponde a un análisis preliminar del yacimiento objeto de la simulación que

incluye identificar los mecanismos de producción, las fuerzas básicas que dominan su comportamiento, así como los fenómenos básicos como conificación, gravedad, heterogeneidad, otras, que permitan establecer los objetivos en términos de los empujes del yacimiento. 1. Objetivos:

Predecir el comportamiento de los yacimientos sometidos a diferentes esquemas de producción, lo cual es de gran ayuda en la selección de las condiciones óptimas de explotación.

Pronósticar dónde y cuando perforar los pozos.

Observar el comportamiento de producción de futuras recoplentaciones.

Determinar cual es el mejor esquema de recuperación adicional para el yacimiento,

número de pozos inyectores, inyección por arreglos, tasas de inyección y producción.

Determinar cuál es el mejor esquema de completación de pozos en un yacimiento (selectivo/doble).

Conocer qué tan sellantes son las fallas y las barreras de permeabilidad observadas.

2. Conceptos básicos:

• SIMULACION DE YACIMIENTOS Es construir un modelo, que permita reproducir el comportamiento de presión y

producción de los fluidos presentes en el yacimiento, con la finalidad de poder analizar los diferentes esquemas de explotación, permitiendo el desarrollo óptimo de las reservas.

La simulación comprende principalmente de los fundamentos matemáticos como

las ecuaciones de flujo de fluidos a través del medio poroso, las cuales son Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de Darcy.

Generalmente estas ecuaciones son no lineales y la solución numérica es la única

posible, lo cual implica el uso de computadores.

• MODELAJE DE YACIMIENTOS



Se refiere a la construcción y operación de un modelo que incorpore toda la información disponible, producto de la ejecución de estudios integrados de yacimientos.

Representar los mecanismos de producción activos en los yacimientos, así como las principales características geológicas que permitan reproducir adecuadamente el movimiento de los fluidos en el yacimiento.

Obteniendo un modelo de predicción confiable que considere los aportes de las diferentes disciplinas involucradas (yacimientos, geología, petrofísica, geofísica y sedimentología).

Producto de la continua interacción multidisciplinaria durante la ejecución del estudio.

3. Aplicaciones de la simulación de yacimientos. La aplicación valida de la simulación de yacimientos generalmente toma en cuenta los siguientes aspectos:

• Planificación de escenarios de desarrollo: La planificación de escenarios incluye los pasos que se deben ejecutar para

obtener las reservas del yacimiento. Los estudios de simulación de yacimientos se pueden conducir desde una etapa muy temprana del desarrollo, como una continuación de las aplicaciones de las técnicas clásicas sencillas. En la medida en que la planificación del desarrollo progresa, se van utilizando o construyendo modelos mas complicados. La incorporación de nueva información conduce a tomar mejores decisiones para determinar y cuantificar la incertidumbre de los parámetros claves de los yacimientos. Estos modelos serán extremadamente útiles al modificar los esquemas de desarrollo si así lo demandan las nuevas condiciones.

• Esquemas de producción y estimación de reservas: Entre las tareas mas importantes del ingeniero de yacimientos están las de estimar

los futuros perfiles de producción y las reservas. Estas cifras se requieren con mucha frecuencia para los análisis económicos, las evaluaciones de campo y también para atender las disposiciones legales y reguladoras. Es necesario tener disponible un rango de esquemas de producción para cubrir el rango de las incertidumbres en los parámetros críticos y en las alternativas de desarrollo. Un modelo de simulación de yacimientos es ideal para generar tales esquemas.

• Seguimiento de yacimiento:



Los modelos de simulación están reconocidos como la herramienta más

importante para la evaluación de los esquemas de explotación. En esta área se incluyen perforación, estrategias de producción e inyección, justificación de reparaciones, estimulaciones, perforación horizontal y recuperación adicional. Un modelo de simulación detallado se puede usar para obtener y evaluar rápidamente las bondades de cualquiera de estas alternativas. Con el ajuste de historia se puede mantener actualizado el modelo, de tal manera que el monitoreo del yacimiento puede ser continuamente ajustado para tomar en cuenta los cambios en los datos de campo.

• Distribución de producción:

Muchos campos que contienen sus yacimientos agrupados verticalmente presentan, por lo general, problemas de distribución de producción, al tener los pozos completados en algunos de ellos. Esta política de explotación de campo pudiera contra venir el esquema de explotación de un yacimiento en particular al no disponer de los pozos necesarios para su explotación optima. Estos problemas de competencia de producción de yacimientos que comparten los mismos pozos pueden ser adecuadamente tratados con modelos de simulación conceptualizados para tales fines. 4. Etapas de la Simulación de yacimientos

Adquisición, Revisión, Validación de la data

Diseño del modelo

Inicialización

Cotejo del modelo

Predicción

SI

NO

• Adquisición, revisión, validación de la data. DATA ESTÁTICA:



Análisis de Núcleos convencionales y especiales Registros de pozos y interpretación sísmica Evaluación petrofísica Análisis PVT

DATA DINÁMICA:

Información de producción e inyección de los pozos Información de presión.

DATA DE POZOS DEL YACIMIENTO:

Fecha de completaciones. Apertura y cierre de pozos. Cambio de zonas. Espesor del Cañoneo.

• Diseño del modelo

El diseño del modelo requiere considerar los siguientes elementos:

Malla y número de dimensiones

Tipos de modelos: se pueden clasificar en orden de costos y complejidad como sigue: o Modelo Tanque ( cero dimisiones) o Modelo 1D o Modelo 2D ( x-y, radiales) o Modelo 3D (x-y-z , radiales)

Fluidos presentes y número de fases o Simuladores de petróleo negro (Black Oil): Pueden modelar el flujo

de agua, petróleo y gas, tomando en cuenta variaciones de la solubilidad del gas en el petróleo en función de la Presión.

o Simuladores del tipo composicional: Caracterizan al crudo como una

mezcla de n componentes con las propiedades del gas.

o Simuladores Térmicos: Pueden modelar recuperación por inyección de fluidos calientes por ejemplo: Inyección de Vapor.

o Simuladores Químicos: Permiten modelar procesos de inyección de

surfactantes y polímeros

Heterogeneidad del yacimiento: Es importante porque si tenemos variaciones de las propiedades de las rocas, porosidad, K. de esto dependerá el número de celdas o bloques del modelo (tamaño de la malla).

Pozos. o Son especificados estableciendo su tasa de producción o presión de

fondo (igualmente para los inyectores).



o Establecer tamaños de bloques que incluyan solo un pozo por bloque.

• Inicialización

Verificar el POES/GOES

Verificar datos PVT

Verificar tamaño de la capa de gas

Verificar tamaño del acuífero

Verificar la presiones iniciales

Verificar profundidades de CAP, CGP

• Cotejo del modelo. Variables más frecuentes para cotejar (Yacimiento/pozo):

Cotejo de presión promedio. Cotejo de la RGP y del %AyS. Variables a Ajustar: o Distribución del volumen poroso. o Tamaño y permeabilidad del acuífero. o Compresibilidades de los fluidos y de la roca. o Existencia de fallas sellantes. o Permeabilidades relativas. o Viscosidad de los fluidos. o Trasmisibilidades en los bloques

• Predicción

Caso base (esquema actual)

Sensibilidades al caso base (RGP, perforación adicional)

Existe Recuperación secundaria?

(Evaluar factibilidad de inyectar agua o gas, AGA, Efectuar sensibilidades inyección/producción, perforación adicional, interespaciada, tasa inyección Optima)

Documentar aplicación y resultados del proceso

Preparar Plan Operacional



6. Representación geométrica del yacimiento.

La descripción geométrica del yacimiento puede ser de cero, una, dos o tres dimensiones, en coordenadas radiales o rectangulares. El número de dimensiones y bloques en una simulación dependerán de:

1. Los niveles de detalles y exactitud deseados en el comportamiento del yacimiento.

2. Las fuerzas del yacimiento que serán aproximadas por el modelo. 3. Los recursos disponibles para realizar el estudio (tiempo, fuerza hombre,

equipos). En la medida en que aumenta el número de dimensiones, bloques y pozos, de

igual manera aumentaran los problemas, siendo el caso mas difícil y sotisficado la simulación multibloque, 3-D de un yacimiento complejo. Cunado se usa menos de 3-D, se esta suponiendo que las propiedades de la roca y los fluidos son uniformes o que las variaciones pueden ser modeladas de forma que se puedan usar curvas promedios de permeabilidades relativas.

• MODELOS CERO DIMENSIONES. El modelo mas simple es el de cero dimensiones o de una celda que es básicamente un balance de materiales. El balance de materiales se usa normalmente para estimar fluidos inicialmente en sitio o la presión del yacimiento. Este tipo de modelo supone que todas las condiciones del yacimiento tienen un valor único para una presión promedia y que el sistema completo esta en condiciones de equilibrio. Este modelo es muy útil al comienzo del estudio para realizar revisiones rápidas de consistencias de datos como PVT, restricciones de pozos, etc.

Modelo Cero Dimensional (Una celda o bloque)



• MODELOS DE UNA DIMENSIÓN. En los modelos de una dimensión la orientación de los bloques puede ser horizontal, vertical o con cierto ángulo de inclinación. Estos modelos dan una buena representación del movimiento de fluidos globalmente, y también la distribución promedia de las presiones. Los efectos de caídas de presión del pozo sobre el comportamiento global del yacimiento no pueden ser simulados, generalmente, con estos modelos, debido a que la menos unidad del yacimiento (un bloque) es muy grande comparado con el volumen del yacimiento que esta afectado por la presión en el pozo. Sin embargo, estos efectos pueden ser simulados por un modelo 1-D radial. Los modelos 1-D son útiles cuando el espesor del yacimiento, h, es pequeño en comparación con su longitud. El petróleo se drena por un sistema de pozos casi equidistantemente espaciados o sea formando filas paralelas al contacto agua-petróleo y los efectos de conificación se desprecia. En muchos casos, los modelos 1-D son representaciones pobres.

Modelos de Una Dimensión (1-D)

• MODELOS DE DOS DIMENSIONES. Para modelar la eficiencia de barrido de un fluido desplazante es necesario utilizar modelos 2-D. este puede ser un modelo radial, un modelo transversal para simular conificación y segregación gravitacional, o un modelo áreas para similar efectos de barrido. El modelo 2-D radial es útil para determinar la tasa critica de producción a la cual ocurrirá conificación, para predecir el comportamiento futuro de un pozo conificado y para evaluar los efectos de barreras de lutitas o permeabilidad vertical baja.



Otro uso de los modelos 2-D radiales es en el análisis de pruebas de presiones. Probablemente, el uso mas extensivo de los modelos 2-D areales es para determinar los patrones óptimos de inyección de agua o gas.

Modelos de Dos Dimensiones (2-D) • MODELOS DE TRES DIMENSIONES:

Estos modelos pueden tomar en cuenta casi todas las fuerzas presentes en el yacimiento. Consideran los efectos de barridos areales y gravitacionales. Sin embargo, pueden ser muy difíciles para modelar fenómenos locales (tales como conificación) donde se requieren bloques muy pequeños para una representación adecuada. Los modelos 3-D radiales son una generalización del 2-D radial, en el cual se pueden tomar en cuenta penetración parcial del pozo en la arena productora y cañoneo parcial, así como cualquier otro parámetro que dependa de la profundidad.



Modelo de Tres Dimensiones (3-D)

7. Decisión del Modelo a utilizar. En el uso de simuladores sotisficados se deberá siempre pensar cuidadosamente los pro y contra de cada tipo de modelo. Usando 2-D se puede ahorrar tiempo pero se pueden obtener resultados irreales debido a que la situación es mucho mas compleja para ser representada por una aproximación simplificada. Por otro lado, el uso de un modelo 3-D puede sobre representar el problema.




Modelo de Tres Dimensiones (Visión Real) Todo depende de los datos disponibles, de la complejidad del yacimiento, del patrón de pozos, de la distribución de producción entre pozos y otros elementos como completación. 7. Tipos de Modelos:

Balance de materiales (analíticos) Nos permite realizar el cálculo del POES, el cual se basa en el principio de la

conservación de la masa (ni se crea ni se destruye). Pero para aplicarlo se hacen ciertas suposiciones básicas como son:

Yacimiento tipo tanque homogéneo (Propiedades de la roca y fluidos se mantienen iguales a lo largo de todo el yacimiento)

Producción e inyección concentradas c/u en un solo punto No hay dirección para el flujo de los fluidos

( ) ( )

( )

( )[ ] pwgsiptp

ewi

fwiWti

giggi

titit

WBBRRBN

WpS

CSCNBm

BBB

NmBBBN

+−+=

+Δ⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−

+++

−+−

11

Donde:


( )[ ]gssiot BRRBB −+=

( )( )[ ]

( )( )[ ]

( )( )[ ]gsiptp

pwe

gsiptp

giggi

ti

gsiptp

tit

BRRBNWBW

BRRB

BBB

NmB

BRRBNB

−+

−=

−+

−

−+BN −

=

Índices de mecanismos de producción (índices de PIRSON)

DDI

(Gas en solución)

NSDI = (capa de gas)

WDI (hidráulico) Información requerida para modelos de balance de materiales

Historia de producción de petróleo (>10% del POES) Producción de Agua y gas Historia de presiones Análisis PVT Saturaciones iniciales de los fluidos

Simulación Numérica La simulación de yacimientos ha estado en práctica desde el mismo comienzo de la

ingeniería de petróleo. Sin embargo, el termino simulación empezó a ser común en los años 60 como método predictivo dedicado principalmente a problemas de yacimientos de petróleo negro en dos o mas fases. Los procesos simulados estaban limitados a agotamiento natural y mantenimiento de presión. Para entonces solo fue posible desarrollar un solo simulador capaz de manejar los problemas mas comunes de los yacimientos. Durante los años 70, el panorama cambio marcadamente. El incremento rápido en los precios del petróleo y ciertas tendencias gubernamentales hacia la liberación de regulaciones y soportes financieros de proyectos pilotos, condujo a la proliferación de procesos de recuperación mejorada. Esto motivo la implantación de simulación de nuevos procesos que se extendieron de los métodos convencionales de agotamiento y mantenimiento de presión a procesos miscibles, inyección de químicos, inyección de CO2, vapor, agua caliente y combustión in situ. El relativo entendimiento del flujo inmiscible de sistemas de hidrocarburos de dos componentes (gas-petróleo) fue reemplazado por una lucha para revelar y caracterizar la física del desplazamiento de petróleo bajo la influencia de temperatura, agentes químicos y comportamiento de fases de sistemas complejos multicomponentes. En adición al simple flujo de fluidos en medios porosos, los simuladores tenían que reflejar absorción química y degradación, emulsificantes y efectos reductores de tensión interfacial, la cinética de las reacciones y otros efectos térmicos conjuntamente con el equilibrio del comportamiento complejo de las fases.



La proliferación de métodos de recuperación causo un alejamiento de los conceptos simples de modelos y un enfoque hacia el desarrollo de modelos individuales para representar cada uno de estos nuevos procesos de explotación. En los últimos años, la simulación numérica de yacimientos ha ganado una amplia aceptación en la industria petrolera, como consecuencia de tres factores principales:

• Mayor poder de computación en términos de velocidad y memoria. • Mejoramiento en los algoritmos numéricos para solucionar las ecuaciones

en derivadas parciales: y • Las generalidades construidas en los simuladores que permiten modelar

más realisticamente la amplia variedad de yacimientos que existen en todo el mundo.

En simulación de yacimientos intervienen todas las disciplinas relacionadas con la explotación del mismo. Mediante una breve descripción de los datos que se manejan, podemos ilustrar esta interacción. Un simulador requiere cuatro tipos de datos de entrada, a saber: A. Descripción del yacimiento.

1. Permeabilidad. 2. Porosidad. 3. Espesores de formación. 4. Elevación o profundidad. 5. Número y tamaño de los bloques de la malla. 6. Saturaciones iniciales para cada fase. 7. Presión Inicial. 8. Comprensibilidad de la roca.

B. Propiedades de los fluidos del yacimiento.

1. Factor volumétrico del petróleo. 2. Factor volumétrico del agua. 3. Factor volumétrico del gas. 4. Viscosidad del petróleo. 5. Viscosidad del agua. 6. Viscosidad del gas. 7. solubilidad del gas en el petróleo. 8. Densidad del petróleo. 9. Densidad del agua. 10. Densidad del gas

C. Relaciones de interacción de fuerzas entre rocas y fluidos.

1. Curvas de permeabilidad relativa para petróleo, agua y gas. 2. Curvas de presión capilar agua-petróleo. 3. Curvas de presión capilar gas-petróleo.

D. Datos de pozo.



1. localización de pozos y su estado. 2. Historia de completación que incluya intervalos de producción, índice de

capacidad de flujo (Kh), daño de formación, método de producción, etc. 3. Historia de producción y sus restricciones.

Todos estos datos son necesarios, independientemente del tipo de simular que se

seleccione para realizar los estudios. Los resultados de una simulación contienen la distribución espacial de las presiones de fluidos y las saturaciones, las relaciones gas-petróleo y agua-petróleo de producción y las tasas de producción e inyección para cada pozo a cada intervalo de tiempo. La manipulación interna de estos resultados da la presión promedia del yacimiento y las tasa instantáneas de producción así como los acumulados de petróleo, agua y gas por pozo y yacimiento en función del tiempo. Se ve que un estudio de simulación demanda el manejó y análisis de datos que dependen de varias disciplinas geología, petrofísica, yacimientos y producción. La caracterización de yacimientos es el manejo y análisis de los datos del yacimiento con el fin de obtener una descripción detallada, que permita obtener sus reservas de manera rentable.

La simulación numérica se divide en:

Petróleo negro: se usan tres ecuaciones para expresar la conservación de masa de los tres componentes (agua, petróleo y gas en cada bloque), no se considera la solubilidad del gas y petróleo en el agua, ni existencia de petróleo en la fase gaseosa. la solubilidad del gas en el petróleo es función de presión, no se considera la existencia de agua en la fase de gas o petróleo. Son útiles en simulaciones de procesos de inyección de agua o gas inmiscible donde no se esperan cambios en la composición de fluidos. Pueden modelar el flujo de agua, petróleo y gas, tomando en cuenta variaciones de la solubilidad del gas en el petróleo en función de la Presión.

Composicional: trata todos los componentes excepto el agua como si estuviesen presentes en las fases de gas y petróleo, sobre la base de las leyes termodinámica de equilibrio (el equilibrio es determinado mediante valores k, que son función de presión, temperatura y composición), y consisten de nc ecuaciones en cada bloque, donde nc es el numero de componentes. Utiliza ecuaciones de estado para simular procesos donde se esperan cambios en la composición de los fluidos, permitiendo simular los mecanismos de un proceso miscible de inyección de gas, vaporización e hinchamiento de petróleo, condensación del gas.



Térmico: es similar al composicional y usa nc+1 ecuaciones, que expresan la conservación de la masa (difusividad) para los nc componentes y una ecuación (difusión) para la conservación de la energía. Los modelos de petróleo negro y composicionales simulan flujo isotérmico y no requieren la ecuación de energía. Útil para la optimización de recobros en procesos térmicos (espaciamientos, tipos de arreglo, tasa de inyección/producción, toneladas a usar en cada ciclo de inyección alternada de vapor, etc.) y predicciones de campo o de cotejo de datos de laboratorio.

Fracturado: considera sistemas de doble porosidad y/o doble permeabilidad para modelar las características (caracterizar) de las fracturas y de la matriz de la roca en el yacimiento.

7. Tipos de mallas Dos tipos de mallas son generalmente usadas:

• Mallas regulares: Tienen espaciamiento uniforme en la dirección x,y • Mallas irregulares: Tiene espaciamiento no uniforme en la dirección x,y

• BLOCK CENTER: La geometría BC requiere para cada celda un tope y el

tamaño en dirección x,y,z. Los parámetros son calculados en el centro de la celda o bloque.

• CORNER POINT: La geometría CP esta basada en líneas de coordenadas y

las profundidades a la que estén las esquinas de la malla. Las coordenadas X,Y,Z de un punto arriba y un punto debajo de la malla define una línea coordenada, las celdas son definidas por la unión de las esquinas de las mismas y la elevación es definida con respecto a las líneas coordenadas.

D

D

TOP

D

COORD

BLOCK

CORNER

• Asignación de los valores de las propiedades de la roca a la malla de

simulación Los modelos de simulación requieren que se le asigne a cada bloque de la malla

un valor de permeabilidad en la dirección x,y,z.

De existir núcleos o evaluación tendremos valores en los bloques donde se encuentran los pozos. En los bloques donde no se cuenta con pozos, no se tienen valores



de K o Poro, por lo tanto, debemos recurrir a los mapas de isopropiedades o a métodos geoestadísticos para su obtención.

• Selección de la malla 1. Espaciamiento mínimo entre los pozos. 2. El grado de heterogeneidad en la distribución de propiedades. 3. La configuración geométrica de la estructura 4. La densidad de información disponible.

Normalmente, antes de escoger el tamaño de los bloques a usar se recomienda

efectuar sensibilidades del efecto de cambios en el tamaño de los bloques sobre las variables mas importantes envueltas en la simulación; principalmente en desplazamientos en los cuales existen grandes diferencias entre las movilidades de las fases desplazantes y desplazadas o cuando se esperan cambios en la composición de los fluidos existentes en el yacimiento.

• Orientación de la malla

Los resultados obtenidos a partir de simulaciones del proceso de inyección continua de vapor son afectados por errores numéricos resultantes a partir del esquema de solución usado en la aproximación de las ecuaciones diferenciales en diferencias finitas. El efecto de orientación de la malla sobre el comportamiento del proceso de inyección continua de vapor, el problema ocurre cuando existen grandes diferencias entre las movilidades de las fases desplazante y desplazada.

X

X

XX X

X

X

X

X X

X

X

X

X X

X

X

X

XX X

X

Esquema de 5 puntos Esquema d 9 puntos 9. Valor de la Simulación.

El modelaje nos permite observar la física de los yacimientos sin estar presente y examinar algunos que pasaría si?

Sin la simulación y el modelaje numérico estamos forzados a hacer muchas suposiciones.

Mediante simulación podemos decir aquí es donde estamos hoy, y este es el valor económico de lo que estamos proponiendo.

La simulación es indispensable. es la mejor herramienta disponible.



Mientras más maduro es el yacimiento y mejor es la data, mas útil resulta el uso

de la simulación. Conocer la reacción del yacimiento a diferentes escenarios de explotación es

crítico. Necesitamos validar todos esos escenarios mediante simulación antes de seleccionar.

El valor de la simulación aumenta cuando se involucran tecnologías nuevas de alto riesgo, o el desarrollo de nuevos yacimientos complejos. 10. Costo de la simulación.

Es muy pequeño comparado al numero de barriles recuperados. Sin embargo el

proceso de organizar los datos y construir el modelo pudiera ser todavía mas valioso que sus resultados, ya que nos permite entender la naturaleza de los yacimientos.

El costo de simulación incluyendo la mano de obra es menos de ½ céntimo de dollar por barril.


Introduccion a La Simulacion

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