INTRODUCCIÓN

La simulación de yacimientos es una tecnología básica de uso generalizado en la industria petrolera para evaluar el comportamiento actual y futuro de los yacimientos.

Con el objeto de dar mejor soporte técnico a los Ingenieros involucrados en la ejecución de estudios de simulación de yacimientos, se desarrolló una metodología general para optimizar los procesos de inicialización, cotejo de historia y predicciones en estudios de simulación. La aplicación de esta metodología, permitirá la reducción del riesgo de omisión de aspectos y variables claves, incrementándoles el nivel de confiabilidad en los resultados de los estudios.La metodología general para simulación de yacimientos presentada en este trabajo, consiste en estructurar en etapas los procesos de Inicialización, Cotejo de Historia y Predicciones; con la finalidad de describir detalladamente, cada una de las actividades involucradas en la ejecución, de cada proceso.

SIMULACION DE YACIMIENTO.

La simulación de yacimientos es una tecnología usada extensivamente en la industria petrolera para evaluar el comportamiento actual y futuro de los yacimientos. 

Es construir un modelo, que permita reproducir el comportamiento de presión y producción de los fluidos presentes en el yacimiento, con la finalidad de poder analizar los diferentes esquemas de explotación, permitiendo el desarrollo óptimo de las reservas.

La simulación comprende principalmente de los fundamentos matemáticos como las ecuaciones de flujo de fluidos a través del medio poroso, las cuales son Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de Darcy.

Generalmente estas ecuaciones son no lineales y la solución numérica es la única posible, lo cual implica el uso de computadores.

HISTORIA DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS 

La naturaleza de un yacimiento se asemeja al misterio de las estrellas, así como los científicos mandan cohetes al espacio para lograr obtener una data de una pequeñísima fracción del espacio, los geocientificos e Ingenieros a través de pozos toman muestras y data que de alguna manera nos da a conocer un poco más la complejidad del yacimiento que estamos tratando. Pero lamentablemente los datos ofrecen un panorama limitado del entorno del yacimiento estudiado, por ello, los científicos han creado simuladores, de manera tal de que podamos entender aún más el comportamiento del yacimiento, desde el principio de su vida útil hasta que el yacimiento deja de ser productivo.

Morris Muskat, en 1949, dio a conocer que estaba trabajando en una simulación por computadora para determinar el espaciamiento óptimo entre los pozos. Luego, en la década de los 50 aparecieron los primeros simuladores de yacimientos simples como soluciones de ecuaciones diferenciales para la permeabilidad en un material homogéneo con geometría sencilla, más tarde se programaron las computadoras para que simularan estas yacimientos, y a medida que pasaba el tiempo los algoritmos que constituían estos simuladores se fueron sofisticando más, y eso sumándole la llegada de computadoras más rápidas y eficientes, en donde se pudieron agregar datos geológicos complejos logrando así poder simular el yacimiento con resultados más certeros a la realidad.

El programa de computación de simulación también ha cambiado con los avances en la tecnología de perforación. Un pozo multilateral se birfuca en el subsuelo para drenar varios horizontes o proporcionar varias entradas hacia la misma formación para mejorar su

recuperación, los ingenieros deben decidir el emplazamiento óptimo de estos pozos ramificados, por eso la necesidad de modelar estos yacimientos antes de la perforación.

Al principio, el tema de simulación solo era propiedad de las grandes compañías petroleras, el simulador normalmente se reprogramaba para cada situación para representar las diferencias en los yacimientos, las mejoras del modelo iban paralelamente con la estrategia de desarrollo de los activos de la empresa. A medida que avanzaba la tecnología, lo hacían también el equipo de especialistas, de los cuales, unos se encargaban de desarrollar el código del programa, y otros encargados de ejecutar los modelos.

Con el tiempo la demanda de la simulación de yacimientos aumento, es entonces que las compañías petroleras empezaron a instalar sus simuladores fuera de sus instalaciones, debido a que no tenían los conocimientos necesarios para generar interfaces de usuario, tal motivo produce el nacimiento de los paquetes de simulación. Hoy en día el objetivo de los simuladores es simplificar el uso del programa, con generación automática de retículas, importación fácil de datos geológicos de fluidos y formaciones y representación gráfica de los resultados que los usuarios requieren, actualmente existen varios simuladores, que entre los más importantes tenemos, ECLIPSE de Schlumberger, el simulador VIP de la Landmark Graphics y el modelo STARS (simulador CMG) de la Computer Modelling Group, Ltd., todos con capacidad de simular modelos de petróleo negro y composicionales, con y sin mezcla de gas y petróleo, donde el ultimo simuladormencionado tiene ciertas ventajas, ya que este simula mejor los procesos térmicos, como el desplazamiento con vapor. 

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 definen según el tipo de hidrocarburo contenido en el yacimiento: 

Simuladores de gas  Simuladores de aceite negro  Simuladores geotérmicos  Simuladores de aceite volátil  Simuladores de gas y condensado. 

Los que se utilizan en procesos de recuperación mejorada 

Simuladores de inyección de químicos  Simuladores de inyección de miscibles 

Simuladores de recuperación térmica. 

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

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 puede usarse el modelo de van Poollen, Peaceman entre otros. 

MODELAJE DE YACIMIENTOS

Se refiere a la construcción y operación de un modelo que incorpore toda la información disponible, producto de la ejecución de estudios integrados de yacimientos.

Representar los mecanismos de producción activos en los yacimientos, así como las principales características geológicas que permitan reproducir adecuadamente el movimiento de los fluidos en el yacimiento.

Obteniendo un modelo de predicción confiable que considere los aportes de las diferentes disciplinas involucradas (yacimientos, geología, petrofísica, geofísica y sedimentología). Producto de la continua interacción multidisciplinaria durante la ejecución del estudio.

Aplicaciones de la simulación de yacimientos.

La aplicación valida de la simulación de yacimientos generalmente toma en cuenta los siguientes aspectos:

Planificación de escenarios de desarrollo:

La planificación de escenarios incluye los pasos que se deben ejecutar para obtener las reservas del yacimiento.

Los estudios de simulación de yacimientos se pueden conducir desde una etapa muy temprana del desarrollo, como una continuación de las aplicaciones de las técnicas clásicas sencillas.

En la medida en que la planificación del desarrollo progresa, se van utilizando o construyendo modelos más complicados.

La incorporación de nueva información conduce a tomar mejores decisiones para determinar y cuantificar la incertidumbre de los parámetros claves de los yacimientos. Estos modelos serán extremadamente útiles al modificar los esquemas de desarrollo si así lo demandan las nuevas condiciones.

Esquemas de producción y estimación de reservas:

Entre las tareas más importantes del ingeniero de yacimientos están las de estimar los futuros perfiles de producción y las reservas. Estas cifras se requieren con mucha frecuencia para los análisis económicos, las evaluaciones de campo y también para atender las disposiciones legales y reguladoras.

Es necesario tener disponible un rango de esquemas de producción para cubrir el rango de las incertidumbres en los parámetros críticos y en las alternativas de desarrollo. Un modelo de simulación de yacimientos es ideal para generar tales esquemas.

Seguimiento de yacimiento:

Los modelos de simulación están reconocidos como la herramienta más importante para la evaluación de los esquemas de explotación. En esta área se incluyen perforación, estrategias de producción e inyección, justificación de reparaciones, estimulaciones, perforación horizontal y recuperación adicional.

Un modelo de simulación detallado se puede usar para obtener y evaluar rápidamente las bondades de cualquiera de estas alternativas. Con el ajuste de historia se puede mantener actualizado el modelo, de tal manera que el monitoreo del yacimiento puede ser continuamente ajustado para tomar en cuenta los cambios en los datos de campo.

Distribución de producción:

Muchos campos que contienen sus yacimientos agrupados verticalmente presentan, por lo general, problemas de distribución de producción, al tener los pozos completados en algunos de ellos. Esta política de explotación de campo pudiera contra venir el esquema de explotación de un yacimiento en particular al no disponer de los pozos necesarios para su explotación óptima.

Estos problemas de competencia de producción de yacimientos que comparten los mismos pozos pueden ser adecuadamente tratados con modelos de simulación conceptualizados para tales fines.

ETAPAS DE LA SIMULACIÓN DE YACIMIENTOS

Adquisición, revisión, validación de la data.

DATA ESTÁTICA: Análisis de Núcleos convencionales y especiales Registros de pozos e interpretación sísmica Evaluación petrofísica Análisis PVT

DATA DINÁMICA: Información de producción e inyección de los pozos Información de presión.

DATA DE POZOS DEL YACIMIENTO: Fecha de completaciones. Apertura y cierre de pozos.

Cambio de zonas. Espesor del Cañoneo.

Diseño del modelo

El diseño del modelo requiere considerar los siguientes elementos:

Malla y número de dimensiones Tipos de modelos: se pueden clasificar en orden de costos y complejidad como sigue:

Modelo Tanque ( cero dimisiones) Modelo 1D Modelo 2D ( x-y, radiales) Modelo 3D (x-y-z , radiales)

Fluidos presentes y número de fases

Simuladores de petróleo negro (Black Oil): 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.

Simuladores del tipo composicional: Caracterizan al crudo como una mezcla de n componentes con las propiedades del gas.

Simuladores Térmicos: Pueden modelar recuperación por inyección de fluidos calientes por ejemplo: Inyección de Vapor.

Simuladores Químicos: Permiten modelar procesos de inyección de surfactantes y polímeros

Heterogeneidad del yacimiento: Es importante porque si tenemos variaciones de las propiedades de las rocas, porosidad, K. de esto dependerá el número de celdas o bloques del modelo (tamaño de la malla).

Pozos.

Son especificados estableciendo su tasa de producción o presión de fondo (igualmente para los inyectores).

Establecer tamaños de bloques que incluyan solo un pozo por bloque.

Inicialización

Verificar el POES/GOES Verificar datos PVT Verificar tamaño de la capa de gas Verificar tamaño del acuífero Verificar las presiones iniciales Verificar profundidades de CAP, CGP

Cotejo del modelo.

Variables más frecuentes para cotejar (Yacimiento/pozo): Cotejo de presión promedio. Cotejo de la RGP y del %AyS. Variables a Ajustar:

Distribución del volumen poroso. Tamaño y permeabilidad del acuífero.

Compresibilidades de los fluidos y de la roca. Existencia de fallas sellantes. Permeabilidades relativas. Viscosidad de los fluidos. Trasmisibilidades en los bloques

Predicción Caso base (esquema actual) Sensibilidades al caso base (RGP, perforación adicional) Existe Recuperación secundaria (Evaluar factibilidad de inyectar agua o gas, AGA,

Efectuar sensibilidades inyección/producción, perforación adicional, interespaciada, tasa inyección Optima)

Documentar aplicación y resultados del proceso Preparar Plan Operacional

REPRESENTACIÓN GEOMÉTRICA DEL YACIMIENTO.

La descripción geométrica del yacimiento puede ser de cero, una, dos o tres dimensiones, en coordenadas radiales o rectangulares. El número de dimensiones y bloques en una simulación dependerán de: 1. Los niveles de detalles y exactitud deseados en el comportamiento del yacimiento.

2. Las fuerzas del yacimiento que serán aproximadas por el modelo. 3. Los recursos disponibles para realizar el estudio (tiempo, fuerza hombre, equipos).

En la medida en que aumenta el número de dimensiones, bloques y pozos, de igual manera aumentaran los problemas, siendo el caso más difícil y sofisticado la simulación multibloque, 3-D de un yacimiento complejo.

Cuando se usa menos de 3-D, se está suponiendo que las propiedades de la roca y los fluidos son uniformes o que las variaciones pueden ser modeladas de forma que se puedan usar curvas promedios de permeabilidades relativas.

MODELOS CERO DIMENSIONES.

El modelo más simple es el de cero dimensiones o de una celda que es básicamente un balance de materiales. El balance de materiales se usa normalmente para estimar fluidos inicialmente en sitio o la presión del yacimiento. Este tipo de modelo supone que todas las condiciones del yacimiento tienen un valor único para una presión promedia y que el sistema completo está en condiciones de equilibrio. Este modelo es muy útil al comienzo del estudio para realizar revisiones rápidas de consistencias de datos como PVT, restricciones de pozos, etc.

Modelo Cero Dimensional (Una celda o bloque)MODELOS DE UNA DIMENSIÓN.

En los modelos de una dimensión la orientación de los bloques puede ser horizontal, vertical o con cierto ángulo de inclinación. Estos modelos dan una buena representación del movimiento de fluidos globalmente, y también la distribución promedia de las presiones. Los efectos de caídas de presión del pozo sobre el comportamiento global del yacimiento no

pueden ser simulados, generalmente, con estos modelos, debido a que la menos unidad del yacimiento (un bloque) es muy grande comparado con el volumen del yacimiento que esta afectado por la presión en el pozo. Sin embargo, estos efectos pueden ser simulados por un modelo 1-D radial.

Los modelos 1-D son útiles cuando el espesor del yacimiento, h, es pequeño en comparación con su longitud. El petróleo se drena por un sistema de pozos casi equidistantemente espaciados o sea formando filas paralelas al contacto agua-petróleo y los efectos de conificación se desprecia. En muchos casos, los modelos 1-D son representaciones pobres.

Modelos de Una Dimensión (1-D)

MODELOS DE DOS DIMENSIONES.

Para modelar la eficiencia de barrido de un fluido desplazante es necesario utilizar modelos 2-D. este puede ser un modelo radial, un modelo transversal para simular conificación y segregación gravitacional, o un modelo áreas para similar efectos de barrido. El modelo 2-D radial es útil para determinar la tasa critica de producción a la cual ocurrirá conificación, para predecir el comportamiento futuro de un pozo conificado y para evaluar los efectos de barreras de lutitas o permeabilidad vertical baja.

Otro uso de los modelos 2-D radiales es en el análisis de pruebas de presiones. Probablemente, el uso más extensivo de los modelos 2-D areales es para determinar los patrones óptimos de inyección de agua o gas.

Modelos de Dos Dimensiones (2-D)

MODELOS DE TRES DIMENSIONES:

Estos modelos pueden tomar en cuenta casi todas las fuerzas presentes en el yacimiento. Consideran los efectos de barridos areales y gravitacionales. Sin embargo, pueden ser muy difíciles para modelar fenómenos locales (tales como conificación) donde se requieren bloques muy pequeños para una representación adecuada. Los modelos 3-D radiales son una generalización del 2-D radial, en el cual se pueden tomar en cuenta penetración parcial del pozo en la arena productora y cañoneo parcial, así como cualquier otro parámetro que dependa de la profundidad.

Modelo de Tres Dimensiones (3-D)

Decisión del Modelo a utilizar.

En el uso de simuladores sotisficados se deberá siempre pensar cuidadosamente los pro y contra de cada tipo de modelo. Usando 2-D se puede ahorrar tiempo pero se pueden obtener resultados irreales debido a que la situación es mucho más compleja para ser representada por una aproximación simplificada. Por otro lado, el uso de un modelo 3-D puede sobre representar el problema.

Modelo de Tres Dimensiones (Visión Real)

TIPOS DE MODELOS

Balance de materiales (analíticos)

Nos permite realizar el cálculo del POES, el cual se basa en el principio de la conservación de la masa (ni se crea ni se destruye). Pero para aplicarlo se hacen ciertas suposiciones básicas como son:

Yacimiento tipo tanque homogéneo (Propiedades de la roca y fluidos se mantienen iguales a lo largo de todo el yacimiento)

Producción e inyección concentradas c/u en un solo punto No hay dirección para el flujo de los fluidos

Dónde:

Índices de mecanismos de producción (índices de PIRSON)

Información requerida para modelos de balance de materiales Historia de producción de petróleo (>10% del POES) Producción de Agua y gas Historia de presiones Análisis PVT Saturaciones iniciales de los fluidos

SIMULACION NUMÉRICA 

Una simulación numérica es una recreación matemática de un proceso natural. Mediante el uso de simulaciones numéricas se estudian procesos físicos, de ingeniería, económicos e incluso biológicos. El campo de las simulaciones numéricas constituye por lo tanto un nutrido campo de investigación interdisciplinar. 

La simulación de yacimientos ha estado en práctica desde el mismo comienzo de la ingeniería de petróleo. Sin embargo, el termino simulación empezó a ser común en los años 60 como método predictivo dedicado principalmente a problemas de yacimientos de petróleo negro en dos o más fases. Los procesos simulados estaban limitados a agotamiento natural y mantenimiento de presión. Para entonces solo fue posible desarrollar un solo simulador capaz de manejar los problemas más comunes de los yacimientos.

Durante los años 70, el panorama cambio marcadamente. El incremento rápido en los precios del petróleo y ciertas tendencias gubernamentales hacia la liberación de regulaciones y soportes financieros de proyectos pilotos, condujo a la proliferación de procesos de recuperación mejorada. Esto motivo la implantación de simulación de nuevos procesos que se extendieron de los métodos convencionales de agotamiento y mantenimiento de presión a procesos miscibles, inyección de químicos, inyección de CO2, vapor, agua caliente y combustión in situ. El relativo entendimiento del flujo inmiscible de sistemas de hidrocarburos de dos componentes (gas-petróleo) fue reemplazado por una lucha para revelar y caracterizar la física del desplazamiento de petróleo bajo la influencia de temperatura, agentes químicos y comportamiento de fases de sistemas complejos multicomponentes. En adición al simple flujo de fluidos en medios porosos, los simuladores tenían que reflejar absorción química y degradación, emulsificantes y efectos reductores de tensión interfacial,

la cinética de las reacciones y otros efectos térmicos conjuntamente con el equilibrio del comportamiento complejo de las fases.

La proliferación de métodos de recuperación causo un alejamiento de los conceptos simples de modelos y un enfoque hacia el desarrollo de modelos individuales para representar cada uno de estos nuevos procesos de explotación.

En los últimos años, la simulación numérica de yacimientos ha ganado una amplia aceptación en la industria petrolera, como consecuencia de tres factores principales:

Mayor poder de computación en términos de velocidad y memoria. Mejoramiento en los algoritmos numéricos para solucionar las ecuaciones en

derivadas parciales Las generalidades construidas en los simuladores que permiten modelar más

realisticamente la amplia variedad de yacimientos que existen en todo el mundo.

En simulación de yacimientos intervienen todas las disciplinas relacionadas con la explotación del mismo. Mediante una breve descripción de los datos que se manejan, podemos ilustrar esta interacción.

Un simulador requiere cuatro tipos de datos de entrada, a saber:

A. Descripción del yacimiento.

1. Permeabilidad. 2. Porosidad. 3. Espesores de formación. 4. Elevación o profundidad. 5. Número y tamaño de los bloques de la malla. 6. Saturaciones iniciales para cada fase. 7. Presión Inicial. 8. Comprensibilidad de la roca.

B. Propiedades de los fluidos del yacimiento.

1. Factor volumétrico del petróleo. 2. Factor volumétrico del agua. 3. Factor volumétrico del gas. 4. Viscosidad del petróleo. 5. Viscosidad del agua. 6. Viscosidad del gas.

7. solubilidad del gas en el petróleo. 8. Densidad del petróleo. 9. Densidad del agua. 10. Densidad del gas

C. Relaciones de interacción de fuerzas entre rocas y fluidos.

1. Curvas de permeabilidad relativa para petróleo, agua y gas. 2. Curvas de presión capilar agua-petróleo. 3. Curvas de presión capilar gas-petróleo.

D. Datos de pozo.

1. localización de pozos y su estado. 2. Historia de completación que incluya intervalos de producción, índice de capacidad de flujo (Kh), daño de formación, método de producción, etc. 3. Historia de producción y sus restricciones.

Todos estos datos son necesarios, independientemente del tipo de simular que se seleccione para realizar los estudios.

Los resultados de una simulación contienen la distribución espacial de las presiones de fluidos y las saturaciones, las relaciones gas-petróleo y agua-petróleo de producción y las tasas de producción e inyección para cada pozo a cada intervalo de tiempo. La manipulación interna de estos resultados da la presión promedia del yacimiento y las tasa instantáneas de producción así como los acumulados de petróleo, agua y gas por pozo y yacimiento en función del tiempo.

Se ve que un estudio de simulación demanda el manejó y análisis de datos que dependen de varias disciplinas geología, petrofísica, yacimientos y producción.

La caracterización de yacimientos es el manejo y análisis de los datos del yacimiento con el fin de obtener una descripción detallada, que permita obtener sus reservas de manera rentable.

La simulación numérica se divide en:

Petróleo negro: 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 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. Son útiles en simulaciones de procesos 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.

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 número 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.

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 recobros en procesos térmicos (espaciamientos, tipos de arreglo, tasa de inyección/producción, toneladas a usar en cada ciclo de inyección alternada de vapor, etc.) y predicciones de campo o de cotejo de datos de laboratorio.

Fracturado: considera sistemas de doble porosidad y/o doble permeabilidad para modelar las características (caracterizar) de las fracturas y de la matriz de la roca en el yacimiento.

TIPOS DE MALLAS

Dos tipos de mallas son generalmente usadas:

Mallas regulares: Tienen espaciamiento uniforme en la dirección x,y Mallas irregulares: Tiene espaciamiento no uniforme en la dirección x,y

BLOCK CENTER: La geometría BC requiere para cada celda un tope y el tamaño en dirección x,y,z. Los parámetros son calculados en el centro de la celda o bloque.

CORNER POINT: La geometría CP está basada en líneas de coordenadas y las profundidades a la que estén las esquinas de la malla. Las coordenadas X,Y,Z de un punto arriba y un punto debajo de la malla define una línea coordenada, las celdas son definidas por la unión de las esquinas de las mismas y la elevación es definida con respecto a las líneas coordenadas.

Asignación de los valores de las propiedades de la roca a la malla de simulación

Los modelos de simulación requieren que se le asigne a cada bloque de la malla un valor de permeabilidad en la dirección x,y,z. De existir núcleos o evaluación tendremos valores en los bloques donde se encuentran los pozos. En los bloques donde no se cuenta con pozos, no se tienen valoresde K o Poro, por lo tanto, debemos recurrir a los mapas de isopropiedades o a métodos geoestadísticos para su obtención.

Selección de la malla

1. Espaciamiento mínimo entre los pozos. 2. El grado de heterogeneidad en la distribución de propiedades. 3. La configuración geométrica de la estructura 4. La densidad de información disponible.

Normalmente, antes de escoger el tamaño de los bloques a usar se recomienda efectuar sensibilidades del efecto de cambios en el tamaño de los bloques sobre las variables más importantes envueltas en la simulación; principalmente en desplazamientos en los cuales existen grandes diferencias entre las movilidades de las fases desplazantes y desplazadas o cuando se esperan cambios en la composición de los fluidos existentes en el yacimiento.

Orientación de la malla Los resultados obtenidos a partir de simulaciones del proceso de inyección continua de vapor son afectados por errores numéricos resultantes a partir del esquema de solución usado en la aproximación de las ecuaciones diferenciales en diferencias finitas. El efecto de orientación de la malla sobre el comportamiento del proceso de inyección continua de vapor, el problema ocurre cuando existen grandes diferencias entre las movilidades de las fases desplazante y desplazada.

Esquema de 5 puntos Esquema de 4 puntos

Valor de la Simulación.

El modelaje nos permite observar la física de los yacimientos sin estar presente y examinar algunos que pasaría si?

Sin la simulación y el modelaje numérico estamos forzados a hacer muchas suposiciones. Mediante simulación podemos decir aquí es donde estamos hoy, y este es el valor económico de lo que estamos proponiendo. La simulación es indispensable. es la mejor herramienta disponible.Mientras más maduro es el yacimiento y mejor es la data, mas útil resulta el uso de la simulación. Conocer la reacción del yacimiento a diferentes escenarios de explotación es crítico. Necesitamos validar todos esos escenarios mediante simulación antes de seleccionar. El valor de la simulación aumenta cuando se involucran tecnologías nuevas de alto riesgo, o el desarrollo de nuevos yacimientos complejos.

CONCLUSIÓN

En conclusión, un simulador por más que tenga bases bien fundamentadas, tanto físicas como matemáticas, nunca podrá reemplazar un buen estudio geológico del yacimiento, ni podrá determinar por si solo las propiedades petrofísicas de las rocas, ni las características de los fluidos. En otras palabras, los resultados que proporcione serán tan buenos como los datos que se le suministren. Es importante destacar el papel que dentro de la Simulación Numérica de Yacimientos debe jugar el ingeniero, ya sea a nivel de usuario o como encargado de desarrollar un modelo. Por muy bueno que sea un simulador, requiere de un ingeniero que pueda interpretar los resultados y hacer las modificaciones necesarias para hacer que el modelo se ajuste a los datos de producción.