Simulador de Yacimientos

¿Se encuentra usted ante el desafío de tener que mejorar la producción y diseñar terminaciones de pozos óptimas? El programa de análisis del sistema de producción PIPESIM* constituye una forma minuciosa, rápida y eficiente de ayudarlo a incrementar la producción y conocer el potencial de su yacimiento. PIPESIM no sólo modela el flujo multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del pozo, sino que además tiene en cuenta el desempeño de la línea de flujo y de las instalaciones de superficie para proveer un análisis integral del sistema de producción. Además del análisis nodal, PIPESIM incluye operaciones específicas para la generación de tablas de desempeño para los simuladores de yacimientos y perfiles de presión/temperatura estándar. La aplicación PIPESIM incluye todos los tipos de modelos de terminación estándar para pozos verticales, horizontales y fracturados, y posibilita el modelado de terminaciones complejas de varias capas, utilizando diferentes parámetros de desempeño de ya...

Se puede analizar la simulación de Pozos Multilaterales con las diferentes configuraciones mediante la opción “Multisegment Well” que ofrece el Simulador ECLIPSE® utilizando un modelo conceptual. El modelo de pozos multisegmento debe ser capaz de determinar las condiciones de flujo en la tubería a lo largo del pozo y a su vez considerar la pérdida de presión a lo largo de la tubería y a través de controles de flujo. Estructura de un pozo multisegmento Un modelo de pozos multisegmento se puede considerar como un conjunto de segmento arreglados en una forma topológica de árbol. La construcción de los pozos multilaterales y los pozos horizontales son equivalentes. Un modelo de pozo multisegmento es aplicable para generar pozos de nueva tecnología. Éste puede determinar las tasas de fluidos y las caídas de presión a través del pozo. Los pozos multisegmento requieren más iteraciones para que la solución de las ecuaciones converja en el cálculo de las tasa de flujo y de caídas de presión que...

Como es bien sabido el Diseño de las Mallas de Recuperación Secundaria utilizando los métodos Clásicos de la Ingeniería de Reservorios no permite considerar las heterogeneidades de los yacimientos, con sus efectos variados sobre el comportamiento productivo. Se producen, sin que el Diseño lo haya previsto, severas canalizaciones de agua o falta de respuesta en petróleo, etc., que condicionan la aplicación del proceso de Recuperación Secundaria. Se reconoce que se deben utilizar Modelos que reflejen esas heterogeneidades empleando Simulación Numérica, sin embargo se ha considerado históricamente que los esfuerzos requeridos para su implementación eran muy grandes. Sin duda esta apreciación continúa siendo válida si se considera la Simulación por Diferencias Finitas. En cambio la Simulación en Líneas de Flujo realiza esta tarea con esfuerzos notablemente menores e integrando de una manera conceptualmente clara y precisa las características estáticas y dinámicas de los yacimientos. Sintét...

El estudio del flujo de fluidos en medios porosos, se realiza por medio de modelos numéricos y físicos, los primeros son relativamente fáciles y rápidos de usar, pero no simulan microscópicamente los procesos de desplazamiento y pueden presentar problemas de estabilidad y dispersión numérica; por otra parte, los modelos físicos permiten representar un fenómeno a las condiciones reales de interés, capturando su esencia principal con suficiente detalle y aunque es realmente imposible escalar un yacimiento en su totalidad, es posible hacerlo con las variables que se consideran influyentes en el proceso, alcanzando resultados verdaderamente satisfactorios. El objetivo general de este trabajo consistió en evaluar los parámetros de escalamiento en un modelo de cinco puntos sometido a una inyección de agua, mediante análisis de sensibilidad e identificar los que más inciden en dicho proceso. Para ello, se obtuvieron los grupos adimensionales por medio de dos métodos: Análisis Inspeccional y A...

La metodología de caracterización se desarrolla en dos etapas; una etapa de caracterización estática y otra de caracterización dinámica. En la primera se define las características físicas del volumen de roca a condiciones estáticas, mientras que en la segunda se describe la interacción de los fluidos dentro del volumen de roca a condiciones dinámicas. - Geológico - Estratigráfico Estructural - Caracterización de Fracturas - Petrofísico - Geoestadístico Modelo Estático: En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los parámetros petrofísicos; para comprender en términos físicos y geológicos el sistema de acumulación de hidrocarburos. Modelo Dinámico: Esta etapa analiza la interacción dinámica roca-fluido del yacimiento; el propósito fundamental es desarrollar metodologías que permitan comprender de una manara integral como se desplazan los fluidos en el sistema poroso (roca). Tales parámetros servirán para alimentar los modelos de simulación numérica de yacimi...

La simulación numérica del flujo de fluidos y calor, aplicada al transporte de hidrocaubu ros, es una herramienta poderosa para el estudio de grandes y complejos sistemas de transporte y distribución de fluidos, tales como el petróleo y el gas natural. Esta herramienta es especialmente útil, cuando el sistema bajo estudio transporta flujo en dos fases: líquido y gas, y en régimen transitorio. En el caso de Petróleos Mexicanos, los hidrocarburos producidos a menudo son transportados a grandes distancias en tuberías y redes de tuberías, lo cual da lugar a grandes y complejos sistemas de transporte de fluidos, entre los que podemos citar: - La red submarina de transporte y distribución de Crudo Maya de la Región Marina Noreste, localizada en el Golfo de México, cuya longitud supera los 1,000 km y transporta crudo de varios complejos de producción, a tres centros de exportación, almacenamiento y distribución. - La red de transporte de gas natural de la Región Norte, que comprende pozos de ...