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República Bolivariana de Venezuela Ministerio del Poder Popular para la Educación Superior Instituto Universitario Politécnico Santiago Mariño Maracaibo, Estado Zulia Escuela: Ing. en Petróleo Catedra: Ing. de Yacimientos II Tutor: Ing. Pablo Chinchilla

SIMULACION DE YACIMIENTOS

Autor: Ferrer S. Emely I. V-26.606.655

Maracaibo, Septiembre de 2018

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INDICE I.

Introducción

II.

Desarrollo 1. Simulación de yacimientos. Figura 1. Simulación numérica de yacimientos. 2. Objetivos. 3. Tipos de simuladores. 4. Características generales. 5. Modelo de petróleo negro. Figura 2. Simulación black oil. 6. Modelo composicional. 7. Ecuaciones básicas de cada modelo. 8. Información requerida por el modelo de petróleo negro y composicional. 9. Modelo estructural. Figura 3. Modelo. 10. Modelo petrofísico. Figura 4. Modelo. 11. Cotejo histórico. 12. Criterios para el cotejo. 13. Aplicaciones del modelo petróleo negro en la práctica del comportamiento de yacimiento. 14. Características generales de algunos simuladores comerciales. Figura 5. Simulación con PETREL.

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Figura 6. Simulación con Eclipse. Figura 7. Simulación con NEXUS. III.

Conclusión

IV.

Bibliografía

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I.

Introducción

Un simulador de yacimientos representa un conjunto de programas de computación que por medio de algoritmos apropiados resuelve numéricamente las ecuaciones del modelo matemático que representan el yacimiento y obtiene aproximaciones a dichas ecuaciones. Entre las principales funciones de los simuladores esta calcular a lo largo del tiempo presiones, saturaciones y el comportamiento de los pozos. Para ello se requiere suministrar datos tanto de la roca como de los fluidos a simular entre ellos porosidad, permeabilidad, compresibilidad, profundidad, espesor, presión capilar, saturaciones. Así también para los fluidos es necesario conocer densidad, compresibilidad, factor volumétrico de formación, viscosidad, presión de saturación y solubilidad.

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II.

Desarrollo 1. Simulación de yacimientos.

La simulación de yacimientos es una ciencia que combina la física, la matemática, la geología, la ingeniería de yacimientos y la programación de computadores para desarrollar herramientas que pronostiquen el comportamiento de los yacimientos de hidrocarburos bajo diferentes condiciones de operación. Los simuladores se basan en modelos de yacimientos que incluyen las características petrofísicas requeridas para comprender el comportamiento de los fluidos con el tiempo. Es la manera de poder predecir cómo se comportara un yacimiento antes y después de haber sido perforado. Una vez obtenida la data proveniente de ingenieros geofísicos, geólogos, petroleros, etc..., esta será suministrada a un simulador de yacimientos el cual se encargara de calcular y simular.

Figura 1. Simulación numérica de yacimientos.

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2. Objetivos. El objetivo primordial al hacer uso de la simulación es predecir el comportamiento de un determinado yacimiento y con base a los resultados obtenidos, optimizar ciertas condiciones para aumentar la recuperación. La selección del modelo a utilizar, además del aspecto económico, está en función de lo que se desea simular y de la información con que se cuente para realizar la simulación, pero una regla general es utilizar el modelo más simple capaz de resolver el problema planteado. 3. Tipos de simuladores. Los simuladores se dividen en dos grupos, según el tipo de hidrocarburos y según el tipo de recuperación mejorada, su selección dependerá de lo que deseemos simular. Los que se utilizan en procesos de recuperación mejorada son los siguientes: 

Simuladores de inyección de químicos.



Simuladores de inyección de miscibles.



Simuladores de recuperación térmica.

Los que se definen según el tipo de hidrocarburo contenido en el yacimiento son los siguientes: 

Simuladores de gas.



Simuladores de aceite negro.



Simuladores geotérmicos.



Simuladores de aceite volátil.



Simuladores de gas y condensado.

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Es significativo mencionar que también existe una clasificación según el tipo de flujo, en función del número de fluidos en movimiento, los cuales serían: 

Simulador monofásico.



Simulador bifásico.



Simulador trifásico.

Una vez elegido el tipo de simulador a utilizar se selecciona el modelo que sea capaz de hacer el estudio de un pozo, de la región de un yacimiento o la escala completa del yacimiento, dependiendo de cuál sea el caso. 4. Características generales. Más específicamente, con la ayuda de la simulación, se puede hacer lo siguiente: 

Conocer el volumen original de aceite.



Tener una buena idea del movimiento de los fluidos dentro del yacimiento.



Determinar el comportamiento de un campo de aceite bajo diversos mecanismos de desplazamiento, como puede ser: la inyección de agua, la inyección de gas, el depresionamiento natural o el uso de algún método de recuperación mejorada.



Determinar la conveniencia de inyectar agua en un yacimiento de aceite por los flancos en lugar de utilizar un patrón determinado de pozos inyectores o viceversa.



Optimizar los sistemas de recolección.



Determinar los efectos de la localización de los pozos y su espaciamiento. De esta manera desarrollar un campo con base en una información limitada, pudiéndose determinar donde perforar nuevos pozos.



Estimar los efectos que tiene la rata de producción sobre la recuperación.

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

Calcular la cantidad de gas que se obtiene de un número determinado de pozos localizados en puntos específicos.



Definir valores de parámetros en el yacimiento, para llevar a cabo estudios económicos.



Obtener la sensibilidad de los resultados o variaciones en las propiedades petrofísicas del yacimiento o las propiedades PVT de sus fluidos cuando no son bien conocidas.



Realizar estudios individuales de pozos.



Conocer la cantidad de gas almacenado.



Hacer un programa de producción.



Simular un proceso físico específico: resultados de una inyección de agua, una prueba de presión, etc.

5. Modelo de petróleo negro. Este es el modelo más simple que puede utilizarse para estudios de agotamiento primario o recuperación secundaria por medio de inyección de gas o de agua. Cuenta con los cuatro mecanismos de desplazamiento básicos para la recuperación de aceite. Los modelos de este tipo se han utilizado durante más de treinta años y se basan en la suposición de que los fluidos del yacimiento pueden representarse de solo tres pseudocomponentes (aceite, gas agua). Esta posición funciona bien siempre y cuando el sistema durante el proceso de recuperación, quede lejos del punto crítico y de la región de condensación retrograda y además, si los fluidos que se inyectan, consiste delos mismos componentes que los fluidos que se encuentren en el yacimiento.

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Figura 2. Simulación black oil.

Los modelos de aceite negro frecuentemente se utilizan para estimar los siguientes efectos durante la recuperación de aceite: 

Espaciamiento y arreglo de pozos.



Intervalos disparados.



Conificación del gas y/o el agua como función de la rata de producción.



Rata de producción.



Mejorar el mecanismo de entrada de agua mediante inyección de la misma y ver la conveniencia de inyectar por los flancos del yacimiento o inyectar con un arreglo de pozos determinado.



Pozos de relleno.

6. Modelo composicional. Son usados para modelar agotamiento de yacimientos de petróleo volátil o de gas condensado donde la composición de las fases y de propiedades cambia significativamente con la presión por debajo del punto de burbujeo o de rocío.

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También sirve para modelar inyección de gas (seco o húmedo) en donde se alcanza miscibilidad por contacto simple o dinámico (contacto múltiple). Algunos ejemplos de procesos en los cuales son utilizados estos modelos son los siguientes: 

Agotamiento de un yacimiento de aceite volátil o de gas y condensado donde la composición de fase y sus propiedades varían en una manera significativa, con presiones por debajo de la presión de burbujeo.



Inyección de gas (seco o enriquecido) a un yacimiento de aceite negro para lograr su miscibilidad, ya sea total o parcial.



Inyección de CO₂ a un yacimiento de aceite.

7. Ecuaciones básicas de cada modelo. 

Flujo multifásico composicional– isotérmico en isotérmico en yacimientos de hidrocarburos:

Componentes hidrocarburos:

Donde; m = 1, 2,…, nc Agua:

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Equilibrio termodinámico:

Donde; m = 1, 2,…, nc  Aceite:

Gas:

Agua:

Ecuaciones en diferencias yacimientos de aceite negro:

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8. Información requerida por el modelo de petróleo negro y composicional. Para que todo trabajo de ingeniería de yacimientos tenga éxito se debe contar con una buena información que represente las condiciones que prevalecen en el yacimiento. Así pues la simulación sin ser la excepción, requiere de una amplia descripción física del mismo y de los tipos de mecanismo por medio de los cuales va a producir. La información que se requiere para efectuar una simulación es: 

Descripción física del yacimiento.



Mecanismo o mecanismos de desplazamiento que operan en el yacimiento.



Propiedades petrofísicas de las capas de interés.



Propiedades PVT de los fluidos.

Además de la información fundamental que se menciona con anterioridad, existen otros datos irrelevantes cuando se realiza una simulación. Dicha información corresponde casi en su totalidad a características de los pozos: 

Datos de producción y de relación de flujo.



Estado mecánico de los pozos.



Aspecto económico.



Mapas.

9. Modelo estructural.

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El modelo estructural es el marco de trabajo grueso del yacimiento consistente de dos elementos primarios, las superficies limítrofes y las fallas. El proceso es ilustrado esquemáticamente en la siguiente figura.

Figura 3. Modelo estructural.

10. Modelo petrofísico. Una vez que el modelo de facies es construido, las propiedades petrofísicas (porosidad, permeabilidad y saturación), son asignadas sobre una base de facie por facie, usando el modelo de roca como una plantilla. En este punto son computados los volumétricos para asegurar la consistencia con las reservas conocidas. La siguiente figura lustra la distribución tridimensional de la porosidad.

Figura 4. Modelo petrofísico.

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11. Cotejo histórico. Uno de los usos más comunes de la simulación de yacimientos para problemas de campo es el ajuste histórico. Este es un proceso de estimación de datos de yacimiento mediante datos arrojados por un simulador, los cuales generan un comportamiento del yacimiento similar a los datos reales en el campo. En otras palabras, se inicia con la solución (datos reales de campo) y se prueba para definir el problema (descripción del yacimiento). Los datos reales de campo son usualmente son caudales de producción/inyección y presiones de restauración de pozo. Los datos reales de campo pueden tener un error. Algunas veces se convierten en un problema mayor el obtener un ajuste histórico aceptable. Un principio del ajuste histórico es que un ajuste no es único. Esto es, que más de un grupo de datos de yacimiento pueden ajustarse a los medidos en campo con igual exactitud. 12. Criterios para el cotejo. Se asume que los datos reales de campo son exactos, muchos trabajos han desarrollado técnicas para ajustar automáticamente la presión, pero la mayoría de ajustes históricos están hechos por el ingeniero usando una aproximación de ensayo y error por medio de análisis y juicios para modificar los datos de yacimiento y entonces volver a correr el simulador. Durante este proceso, el ingeniero está probando para ajustar las presiones medidas en campo con las presiones del simulador. Para yacimientos de gas de una sola fase, no existe el problema adicional de ajustar relaciones agua – aceite y relaciones gas – petróleo. 13. Aplicaciones del modelo petróleo negro en la práctica del comportamiento de yacimiento.

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La simulación de petróleo negro o black oil, es útil en procesos de simulación 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. Se asume que a lo más existen tres fases distintas en el reservorio: petróleo, agua y gas. El agua y el petróleo se asumen inmiscibles y que no existe intercambio de masa o cambio de fase entre ellos. Se asume además que el gas es soluble en el petróleo, pero no en el agua. Los simuladores de reservorios de petróleo negro (black oil) son capaces de simular sistemas donde están presentes gas, petróleo y agua en cualquier proporción. Este es el simulador más comúnmente usado en reservorios de petróleo y la principal suposición es que las composiciones del petróleo y el gas no cambian significativamente. 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 el 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. 14. Características generales de algunos simuladores comerciales. Es vital conocer el manejo de alguna de las herramientas de simulación que se conocen en la industria entre ellas: 

PIPESIM: permite diagnosticar el desempeño de la producción a través del modelado integral de los sistemas de pozos y levantamiento artificial.

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

PETREL: permite una integración desde la sísmica hasta la simulación mediante el trabajo creciente de geocientificos, permite construir un modelo de 3D que contiene fallas, horizontes y propiedades. Este modelo será usado para cálculos de volumen, diseñará la planificación de los pozos, visualización 3D, mapas 3D, interpretación sísmica en 2D y 3D, correlación de pozos, diseño de la malla 3D para la simulación de yacimiento y geológica, conversión de profundidad, entre otros.

Figura 5. Simulación con PETREL.



ECLIPSE-Schlumberger GeoQuest: es una herramienta usada para simular yacimientos de petróleo, este simulador es líder en simular yacimientos de Petróleo Negro (BlackOil) y Composicionales (Compositional), este puede modelar muchas las situaciones que se presentan en los yacimientos y adicionalmente está integrado con la mayoría de las aplicaciones de geología.

Figura 6. Simulación con Eclipse.

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

Térmicos (IMEX).



Químicos.



Acoplados con Modelos: geomecánicos, flujo de fluidos en tuberías, instalaciones de superficie, etc.



NEXUS-Schlumberger.

Figura 7. Simulación con NEXUS.



VIP-LandMark Graphics.



STARS-Computer Modelling Group.



BOAST: es una herramienta de simulación trifásico (agua, petróleo y gas) y tridimensional, que resuelve las ecuaciones de flujo por el método IMPES (implícito en presión, explícito en saturaciones). Se hizo famoso porque era fácil de usar y porque no presentaba los problemas de funciones raramente utilizadas que eran de compleja ejecución. Sin embargo, no fue originalmente diseñado para simular problemas de gran escala.

Cada uno de estos programas toma en cuenta distintas suposiciones a la hora de modelar el comportamiento de los fluidos en el yacimiento. Es el ingeniero de yacimientos quien decide qué tipo de modelo es compatible con el yacimiento.

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III.

Conclusión

La simulación de yacimientos petroleros no es más que una herramienta que nos permite visualizar por medio de un paquete de software comercial el comportamiento de distintas variables en un yacimiento ajustado a un modelo matemático de ecuaciones. Básicamente la simulación de yacimientos permite inferir que está pasando en el subsuelo, como se mueve el petróleo que allí se tiene, esto es realmente importante a la hora de tomar decisiones en mundo laboral las cuales pueden significar grandes cantidades de dinero, es decir, esta es una herramienta de control de riesgos la cual permite a las grandes empresas petroleras conocer las posibilidades que se disponen a la hora de invertir.

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IV.

Bibliografía

https://www.lacomunidadpetrolera.com/2011/01/simulacion-de-yacimientos-aspectosfundamentales-y-caracteristicas.html http://simulacion-yacimientos.blogspot.com/ http://www.ingenieriadepetroleo.com/simulacion-de-yacimientos-historia-y/ http://ucvpetroleo.blogspot.com/2010/01/simulacion-de-yacimientos.html https://prezi.com/q1pvgtczp3zy/simulacion-de-yacimientos/ http://www.mmc.igeofcu.unam.mx/smc-2004-2005/Archivos/SimSisPet.pdf