Simulador de Yacimientos

La simulación numérica de un yacimiento en explotación permite evaluar escenarios de producción de líquido y/o vapor de un campo geotérmico, así como predecir el desempeño del yacimiento bajo la adición o remoción hipotética de pozos productores o inyectores. Los simuladores de yacimientos geotérmicos (TOUGH2, TETRAD, STAR, etc.) se basan en discretizaciones numéricas (en espacio y tiempo) de ecuaciones diferenciales parciales acopladas de fujo hidrotermal multifásico y multicomponente, así como de transporte de masa y calor. En sus versiones más completas, los simuladores pueden calcular cambios de fase (líquido, vapor, sólido) de los diversos componentes y/o reacciones fsicoquímicas, por ejemplo: interacción fuido/roca, precipitación/disolución de sales, etc., o considerar un subsuelo con porosidad doble o triple, lo cual conlleva un mayor tiempo de cómputo. La discretización espacial se implementa en una malla con resolución adecuada bajo un esquema numérico, como puede ser el de di...

Antecedentes - Surge en los años 60 y evoluciona conforme a los avances tecnológicos en materia de recursos computacionales y numéricos. - Solución de las EDP’s, altamente no lineales, que describen los diversos procesos de transporte que ocurren en un yacimiento petrolero. - Se genera el modelo numérico del yacimiento y ensayan diversas opciones técnico-económicas para su desarrollo y explotación. - Estas opciones son evaluadas y guían la toma de decisiones respecto de la opción que mejor cumpla con los objetivos de la Administración de Yacimientos. Etapas del desarrollo del modelo numérico de un yacimiento Incertidumbre en el modelado Datos del yacimiento: – Generalmente obtenidos indirectamente – Datos directos: Mediciones en muestras de roca y fluidos tomadas en pozos.(…información limitada a puntos específicos) Datos directos limitados al inicio: Aumentan conforme se desarrolla y produce el yacimiento. La incertidumbre del modelo disminuye con el tiempo: – Se tienen mas datos – Mo...

Clasificación de las fracturas A la hora de desarrollar y modelar los yacimientos fracturados, la capacidad de comprender y predecir las características de los sistemas de fracturas y fallas es esencial. La complejidad de los sistemas de fracturas naturales se capta en los métodos descriptivos, genéticos y geométricos que los geocientíficos emplean para clasificar las fracturas naturales. El conocimiento de los tipos de fracturas mejora la simulación del flujo de fluidos a través de las fracturas, porque los diversos tipos de fracturas conducen el fluido en forma diferente. Para apreciar los esquemas de clasificación comunes, se necesita un conocimiento básico de cómo se desarrollan las fracturas naturales. No obstante, para adquirir ese conocimiento se requiere algo más que la amplia observación de las fracturas naturales; es necesario vincular esas observaciones con datos de experimentos de laboratorio controlados. En el laboratorio, los tipos de fracturas se dividen en dos grupos re...

Una gran parte de los yacimientos de hidrocarburos se ubican en la clasificación de naturalmente fracturados, razón por la cual este tema resulta prioritario para su estudio. Su objetivo es consolidar, mediante el trabajo teórico-experimental, el conocimiento científico y tecnológico que permita definir las mejores alternativas de explotación en este tipo de yacimientos, transfiriendo desarrollos tecnológicos a Pemex Exploración y Producción. El programa enfoca sus esfuerzos a elaborar modelos computacionales en tres dimensiones, que ayudan a definir el comportamiento dinámico de los yacimientos naturalmente fracturados, aportan conocimiento y permiten mejorar la tecnología para la explotación de éstos, aprovechable en el país y comercializable en el extranjero. Actualmente, el estudio de los yacimientos naturalmente fracturados representa una tecnología en crecimiento. Para explotarlos de manera adecuada es preciso identificar y modelar los sistemas de fracturas, cavidades de disoluci...

Los modelos simples pueden sacar a la luz las respuestas de flujo que pueden estar ocultas en yacimientos más complejos. Para comprender el empuje simultáneo de gas y agua hacia los pozos horizontales, los ingenieros de SRC modelaron un yacimiento simple y homogéneo. El primer caso utiliza un pozo perforado a lo largo de la sección horizontal recta desde la curva que conduce a la sección vertical, llamada talón del pozo, hasta el extremo o punta del pozo. Fig 1. Modelo simple de yacimiento con pozo horizontal con una capa de gas, 13 capas de petróleo y una capa de agua. El modelo tiene 25 bloques en la dirección del pozo y 17 en la otra dirección, y el pozo está entre el séptimo y el octavo bloque. El pozo tiene 4000 pies [1220 m de largo, con un revestimiento de 6 pulgadas de diámetro y produce 16,000 B/D [2540 m3/d] de petróleo. Los perfiles de presión (rosa), flujo de petróleo (azul) y tasa de producción (blanco) dentro del pozo horizontal se indican en este corte del modelo. La vel...

La opción de pozos de múltiples segmentos (MSW, por sus siglas en inglés) del simulador ECLIPSE ofrece varias opciones para modelar el flujo de múltiples fases en el pozo. La opción más simple es un modelo de flujo homogéneo en el cual todas las fases fluyen con la misma velocidad. Una segunda opción utiliza un modelo de “flujo de arrastre” simple para representar el deslizamiento entre las fases. Este tipo de modelo permite un cálculo rápido, y sus resultados son continuos a lo largo de una amplia gama de condiciones de flujo. Es válido con el flujo en contracorriente, donde las fases densas y ligeras fluyen en direcciones opuestas. También se puede utilizar para modelar la separación de las fases dentro de un pozo, por ejemplo, cuando un pozo se cierra durante una prueba de incremento de presión. La separación de fases influye en la respuesta de almacenamiento del pozo, que se debe entender para modelar correctamente los resultados de las pruebas. Una tercera opción utiliza tablas pr...