SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO
Universidad Autónoma Gabriel Rene Moreno
“TRABAJO PRACTICO DE SIMULACION DE RESERVORIOS
EN EL PROGRAMA BOAST 98”
INTRODUCCION:El siguiente trabajo a realizar, tienen la finalidad de comprender la aplicación del
programa de simulación de reservorio BOAST, el cual nos dará una visión de la
interpretación de los datos que nos brinda dicho programa. Boast será utilizado
para cada tipo de ejercicio dado (52A – 52B - 54) los cuales se realizaran cambios
en sus propiedades para poder observar las diferentes variaciones en las
presiones y caudales, dicho esto es necesario realizar un marco teórico sobre la
definición de algunas propiedades de los reservorios, las cuales son muy
importantes para poder interpretar de manera correcta.
MARCO TEORICO:En este trabajo se podrá definir algunas de las propiedades las cuales juegan un
papel muy importante en la interpretación de los datos que nos brinda el BOAST.
SIMULACION DE RESERVORIOS:La simulación de reservorios combina física, matemáticas, ingeniería de
yacimientos y la programación de computadoras para desarrollar herramientas
que permitan predecir el comportamiento de los hidrocarburos bajo diferentes
condiciones de operación y de esta forma tomar las mejores decisiones en el
desarrollo y administración de un campo petrolero.
1 Estudiante: Román Arias José Deybi
Registro: 207025673
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RECUPERACION PRIMARIA:Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente
subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas
etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica.
La etapa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía
natural existente en el yacimiento.
RECUPERACION SECUNDARIA:Resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar
el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas, se inyecta en la capa
de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo
en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las
condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico.
INYECCION DE AGUA:En un yacimiento sometido a un proceso de producción primario, se utiliza
fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Durante este proceso el
petróleo se encuentra bajo presión dentro de los poros de las rocas que Forman el
yacimiento. Por ello, cuando se perfora un pozo, el petróleo se expande hacia la
zona de menor presión. El petróleo (“blackoil”) contiene una cantidad significativa
de gas natural en disolución. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión
del pozo, por debajo de “la presión de burbuja”2, el gas deja de estar disuelto y
empieza a expandirse empujando al petróleo a la zona de menor presión.
Estos sistemas complementarios son conocidos como procesos de recuperación
mejorada de petróleo y pretenden aumentar la recuperación de crudo
suministrando energía al yacimiento. Con estos métodos se aumenta el factor de
recobro del yacimiento. Uno de los métodos de recuperación mejorada más
aplicados es la inyección de agua. Por ello, el problema físico considerado en este
trabajo es un proceso de recuperación mejorada por inyección de agua, donde el
agua desplaza el petróleo manteniendo la presión en el yacimiento más o menos
2 Estudiante: Román Arias José Deybi
Registro: 207025673
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constante. En esta técnica de recuperación mejorada, el agua inyectada va desde
los pozos de inyección hacia los pozos de extracción desplazando el petróleo
hacia los pozos de producción. En este trabajo el flujo de petróleo y agua es
modelado como flujo incompresible bifásico a través de medio poroso,
despreciando la presencia de gas por no disponer de simuladores de flujo
compresible para realizar las simulaciones.
INYECCION DE GAS:La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro
de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de
mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones
que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas
inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el
petróleo y generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba
un recobro adicional de petróleo desinflando aceleradamente la presión del
yacimiento.
3 Estudiante: Román Arias José Deybi
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POROSIDAD:La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función directa de la
porosidad, ay que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier
porcentaje de saturación de petróleo dado. Como el contenido de este fluido en
una roca de yacimiento varía desde 775,8 hasta 1551,6 Bbls/Acre-pie para
porosidad desde 10 y 20% respectivamente, es importante tener buena
confiabilidad en estos datos.
PERMEABILIDAD:La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento controla, en un alto grado, la
tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para
una determinada presión en la cara de la arena. Por lo tanto en la determinación
de la factibilidad de inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del
yacimiento y la relación entre tasa y espaciamiento a partir de datos de presión-
permeabilidad.
PRESION DE BURBUJA (Pb):Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a
liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento
tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se
determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas, γ g, la
gravedad específica del petróleo, γ o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo, Rs.
FACTOR VOLUMETRICO DE PETROLEO (ßo):Se denota por Bo o ßo. Se define como el volumen de petróleo (más su gas en
solución) en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleo medido a
condiciones de superficie. Por ejemplo, ßo = 1.5 B/BF significa que para tener un
barril de petróleo en superficie (Barril Fiscal, BF) se requiere 1.5 barriles de
petróleo en el yacimiento. Lógicamente, el valor de ßo será mayor de la unidad
debido al gas que entra en solución. De otro modo, al pasar el petróleo de
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yacimiento a superficie sufre disminución en presión y temperatura y ocurre
liberación de gas presente en el líquido (petróleo). Este proceso conduce a una
merma del volumen de petróleo del yacimiento al pasar a superficie.
GAS EN SOLUCION (Rs):Se denota como Rs. También se le denomina solubilidad del gas en petróleo,
razón gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés GOR). Se define como
la cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se disuelven en un
barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie. Los factores que
afectan la solubilidad del gas en el petróleo, Rs, son:
Presión, al aumentar la presión, aumenta Rs
Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs
API, al aumentar la gravedad API, aumenta Rs
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Grafica N° 1
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1.º.Ejercicio 1: Ejecutar el archivo “EXAMP52A.SIM”; con bloques de 21 x 21
x 1, el cual presenta un pozo productor, generando una depletacion natural.
ANALIZIS:
En el presente gráfico N°2, la presión va declinando al igual que el caudal, hasta
llegar a un valor aproximado de 4620psi, el cual representa la presión de burbujeo,
a partir de este momento la producción de gas aumenta debido a la movilidad que
presenta el gas.
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37003900410043004500470049005100530055000
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
Presion Vs Caudal
Q OIL (BPD) Q GAS (MPCD)PRESIÓN (PSIA)
CAUD
AL (B
PD)
Pb
Pozo Producto
r
Grafica N° 2
Grafica N° 3
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0 500 1000 1500 2000 25003500
4000
4500
5000
5500
Presion Vs Recuperacion
REC. OIL (MBBL) REC. GAS (MMPC) RECUPERACIÓN (MBBL)
PRES
IÓN
(PSI
A)
En la Grafica 2, la recuperación aumenta con una ligera tendencia, no así hasta
que se alcanza la presión de burbuja y este incrementa la recuperación del gas en
el pozo debido a la movilidad que presenta el gas.
0 200 400 600 800 1000 12000
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Presion-Caudal Vs Tiempo
PRESIÓN (PSIA) Q OIL (BPD) Q GAS (MPCD)TIEMPO (DÍAS)
En el ejercicio 52 A Grafico N° 3 se puede observar que una vez alcanzado la
presión de burbuja, la producción del gas incrementa en relación a la producción
de petróleo se puede observar que es mayor a la del petróleo.
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Pb
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Grafico N° 4
0 1000 2000 3000 4000 50000
200
400
600
800
1000
1200
1400
Presion Vs Rs
Rs
Presion (psia)
Rs (s
cf/s
tb)
0 1000 2000 3000 4000 50001
1.11.21.31.41.51.61.71.81.9
2 Presion Vs ßo
ßo
Presion psia
ßo (B
BL/B
F)
Grafica N ° 5
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