TIPOS Y TENDENCIAS DE LA SIMULACIÓN UNIDAD VI TIPOS Y TENDENCIAS DE LA SIMULACIÓN

OBJETIVO TERMINAL DE UNIDAD Al finalizar esta unidad el alumno debe lograr: Agrupar y definir los tipos de simulación, así como exponer las distintas tendencias actuales de la simulación.

OBJETIVOS ESPECÍFICOS 6.1 Enunciar los distintos tipos de simuladores según el proceso de recuperación y algunos factores en sus aplicaciones. 6.2 Mencionar los distintos simuladores en la actualidad. 6.3 Definir las tendencias actuales de la simulación.

6.1 Enunciar los distintos tipos de simuladores según el proceso de recuperación y algunos factores en sus aplicaciones. Los simuladores se pueden clasificar entre otros aspectos según el procesos de producción descrito, como lo son: petróleo negro, composicional, térmicos y químicos. Los cuatro mecanismos básicos de recuperación que son: expansión de fluidos, desplazamientos, drenaje por gravedad y imbición capilar, y un quinto como, lo es el de movilización de petróleo. 6.1.1 Simulador de petróleo negro. Este simulador considera las cuatro mecanismos básicos en la simulación de recuperación de petróleo por agotamiento natural o mantenimiento de presión. Estos modelos isotérmico aplican a yacimientos que contienen fases inmiscibles agua-petróleo-gas con dependencia simple de la presión de gas en petróleo, esto indica que la composición constante en las fases gas-petróleo, no volatilidad y no solubilidad del gas-petróleo en agua.

6.1.1 Simulador de petróleo negro. Usan tres ecuaciones para expresar la conservación de masa de los tres componentes (agua, petróleo y gas en cada bloque) no considera 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 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 fluídos, patrón y espaciamiento de pozos, intervalos completados, conificaciones en función de la tasa, aumento del empuje por acuífero, entre otras aplicaciones.”

6.1.2 Simulador Composicional. Este simulador considera las cuatro mecanismos básicos en la simulación de recuperación de petróleo, incluyendo uno de movilización. Estos modelos aplican cuando no se pueden simular procesos donde las suposiciones de petróleo negro no se ajustan. Por ejemplo en yacimientos de petróleo volátil, condensados donde la composición de las fases y las propiedades cambian significativamente con presión por debajo de la presión de burbujeo o de roció, inyección de gas seco o húmedo en un yacimiento donde la fase es mas movible o mediante la misibilidad completa pos contacto simple o dinámico, inyección de CO2, entre otros.

6.1.2 Simulador 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, son útiles para estudios de perdidas mediante inyección parcial o total efectos en niveles de presión entre otros”.

6.1.3 Simulador térmico. Este simulador considera o aplica los procesos de inyección de fluidos calientes (agua, vapor) y combustión en sitio, principalmente en yacimientos pesados, donde el petróleo se moviliza el petróleo por: 1. reducción de la viscosidad con incremento en la temperatura, 2. destilación y 3. craqueo de la fase petróleo (T>500ºF) con subsiguiente destilación. Los modelos térmicos

6.1.3 Simulador 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 recobro en procesos térmicos (espaciamiento, tipo de arreglo, tasas de inyección/producción, toneladas a usar en cada ciclo de inyección alternada de vapor, etc.) y predicciones de campo o cotejo de datos de laboratorio”.

6.1.4 Simulador de flujo químico. Este simulador considera o aplica los procesos de inyección de polímeros, surfactantes y cáusticos. El flujo de polímeros mejora la recuperación de petróleo mediante la reducción de la movilidad petróleo-agua reduciendo la permeabilidad efectiva al agua y/o aumentando la viscosidad del agua. En el flujo con surfactante, este reduce drásticamente la tensión interfacial petróleo-agua, solubilizando el petróleo en las miscelas y formando un banco de petróleo movilizado. El tapón de surfactante y el petróleo movilizado, son normalmente desplazados hacia los pozos productores por un banco de agua viscosificada con polímero. Los cáusticos se cree que reducen la tensión interfacial, alteración de la humectabilidad entre otros.

6.2 Mencionar los distintos simuladores en la actualidad. GEOQUEST: Eclipse 100: petróleo negro Eclipse 200: inyección de químicos. Eclipse 300: composicional. Eclipse 400: Procesos térmicos. Eclipse 500: Fracturados. Computer Modeling Group(CMG) IMEX: Petróleo negro. STARS: Procesos térmicos. GEM: Composicional. STARS: Procesos químicos 3. Beicip Franlab: Athos: Petróleo Negro. Larmarks: VIP: Petróleo negro, Composicional y térmico. Scientific Software: Simbest: Petróleo negro. Comp3 y Comp4: Composicional. Therm: Procesos térmicos Tood Chase Asociados(TCA): Mulitiflood y FoamFlood

SISTEMA ECLIPSE Simuladores ECLIPSE 100 - petróleo negro ECLIPSE 300 - composicional Ambiente Office ECLIPSE 500 - térmico FloGrid/PetraGrid/Grid - simulación Interactiva generación grid PVTi - Preparar datos de fluidos en formato del simulador FloViz / RTView - Visualización 3-D de resultados simulaciones Schedule - Preparación de datos de producción SCAL - Preparar datos de permeabilidades relativas y Pc Weltest 200 - Modelo numérico para interpretación analítica de pruebas de pozos VFPi - Preparar data de flujo vertical en tuberías GRAF - Análisis de resultados de las simulaciones SimOpt - Optimización de cotejo histórico análisis sensibilidades.

ECLIPSE–Proceso de Modelaje Estructura (sísmica,Registros) Espesores total/neto (Registros) Ubicación de pozos y completaciones FloGrid / Grid FloGrid / Grid PVTi Schedule Weltest 200 porosidad, permeabilidad (logs, cores) análisis de fluidos (lab data) presión & contactos (logs, well tests, etc) black oil o composicional fracturado, condensado, otros pozos horizontales, EOR, térmico, etc. ECLIPSE 100/300/500 VFPi SimOpt Presión en tuberías datos de producción histórica GRAF FloViz / RTView investigaar diferentes escenarios visualizar resultados

6.3 Definir las tendencias actuales de la simulación. Se pueden definir algunas tendencias como los son: Avances computacionales. Creación de los Pre-Procesadores. Creación de los Post-Procesadores. Nuevas tecnologías. Estudios integrados.