Simulacion Matematica de Reservorios.docx

Simulación Matemática De Reservorios

GRUPO 6 

Bital García Danner



Céspedes Pedrazas Marvin



López Chávez Miguel Ángel



Pacha Vallejos Ilvio



Rodríguez Soliz Gabriel



Sánchez Andia Xiomara

SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS

APLICANDO EL SIMULADOR BOAST98 1. 2. 3. 4.

INTRODUCCION OBJETIVOS OBJETIVOS ESPECÍFICOS MARCO TEÓRICO 4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA 4.1.1 POROSIDAD 4.1.2 PERMEABILIDAD 4.1.3 MOJABILIDAD 4.1.4 PRESIÓN CAPILAR 4.1.5 SATURACIÓN 4.2 PROPIEDADES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS 4.2.1 RAZON DE SOLUBILIDAD SOLUBILIDAD 4.2.2 PRESION DE BURBUJA 4.2.3 VISCOSIDAD 4.3 RECUPERACION SECUNDARIA 4.3.1 INYECCIÓN DE AGUA 4.3.2 INYECCIÓN DE GAS 4.3.3 FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS 4.3.3.1 GEOMETRÍA DEL YACIMIENTO 4.3.3.2 LITOLOGÍA 4.3.3.3 PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO 4.3.3.4 POROSIDAD 4.3.3.5 PERMEABILIDAD 4.3.3.6 CONTINUIDAD DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA MAGNITUD Y DISTRIBUCIÓN DE LAS SATURACIONES DE LOS FLUIDOS 4.3.3.7 4.3.3.8 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Y PERMEABILIDADES RELATIVAS 4.4 INYECCIÓN POR ARREGLOS 4.4.1 TIPO DE ARREGLO 5. SIMULADOR BOAST 6. 7. CONCLUSIONES

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APLICANDO EL SIMULADOR BOAST98 1. 2. 3. 4.

INTRODUCCION OBJETIVOS OBJETIVOS ESPECÍFICOS MARCO TEÓRICO 4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA 4.1.1 POROSIDAD 4.1.2 PERMEABILIDAD 4.1.3 MOJABILIDAD 4.1.4 PRESIÓN CAPILAR 4.1.5 SATURACIÓN 4.2 PROPIEDADES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS 4.2.1 RAZON DE SOLUBILIDAD SOLUBILIDAD 4.2.2 PRESION DE BURBUJA 4.2.3 VISCOSIDAD 4.3 RECUPERACION SECUNDARIA 4.3.1 INYECCIÓN DE AGUA 4.3.2 INYECCIÓN DE GAS 4.3.3 FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS 4.3.3.1 GEOMETRÍA DEL YACIMIENTO 4.3.3.2 LITOLOGÍA 4.3.3.3 PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO 4.3.3.4 POROSIDAD 4.3.3.5 PERMEABILIDAD 4.3.3.6 CONTINUIDAD DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA MAGNITUD Y DISTRIBUCIÓN DE LAS SATURACIONES DE LOS FLUIDOS 4.3.3.7 4.3.3.8 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Y PERMEABILIDADES RELATIVAS 4.4 INYECCIÓN POR ARREGLOS 4.4.1 TIPO DE ARREGLO 5. SIMULADOR BOAST 6. 7. CONCLUSIONES

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1. RESUMEN Los trabajos de investigación en el área de simulación de reservorios petroleros son de gran importancia ya que están orientados a mejorar el desempeño de la industria petrolera. En el presente proyecto se realiza un estudio del comportamiento de un campo de reservorio bajo saturado utilizando la herramienta BOAST98 en base a distintos escenarios de producción del campo. Para lo cual se toma 2 situaciones (con y sin acuífero de fondo), los cuales tienen 4 alternativas de producción, donde la 1º alternativa es con 5 pozos productores desde el inicio hasta el 5º año de producción, luego para ambas situaciones (con y sin acuífero de fondo) a partir del 5º año se agrega 12 pozos productores y en las otras alternativas se usan 12 pozos inyectores de gas y agua. Con la finalidad de analizar los distintos comportamientos en las 2 situaciones presentes del proyecto.

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2. Objetivos Realizar la simulación de reserva mediante el programa Boast 98 en base a la grilla de trabajo con sus respectivos pozos.

3. Objetivos Específicos 





Realizar la simulación de varios casos, utilizando pozos productores e inyectores de gas y agua. Comparar distintos escenarios de simulación e interpretar los resultados de la simulación. Analizar cual caso es recomendable simular.

4. Marco teórico 4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA 4.1.1

POROSIDAD

La porosidad se define como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la roca (la propiedad inversa a la porosidad es la compacidad). Matemáticamente:

φ=Porosidad Absoluta Vb = Volumen Bruto Vm =Volumen Matriz

4.1.1.1

CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD

Durante el proceso de sedimentación y mitificación, algunos de los poros que se desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesos diagenéticos o catagénicos tales como cementación y compactación. Por ende, existirán poros interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinación del volumen de estos espacios porosos. 4.1.1.1.1

Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que normalmente miden los porosímetros comerciales. Una roca puede tener una porosidad absoluta considerable y no tener conductividad de fluidos debido a la carencia de interconexión poral. La lava es un ejemplo típico de esto.

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4.1.1.1.2

Porosidad efectiva. Es la relación del volumen poroso interconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad es una indicación de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sin embargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca. La porosidad efectiva es afectada por un número de factores litológicos como tipo, contenido e hidratación de arcillas presentes en la roca, entre otro.

4.1.1.1.3

Porosidad no efectiva. Es la diferencia que existe entre la porosidad absoluta y efectiva

4.1.1.2

CLASIFICACIÓN GEOLÓGICA DE LA POROSIDAD

A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue el primer fluido que llenó el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata. Un método común de clasificación de la porosidad se basa en la condición si porosidad se formó inicialmente o si fue producto de una diagénesis subsiguiente (dolomitización), catagénesis, campo de esfuerzos o percolación de agua. La porosidad se puede clasificar de dos maneras:

EN BASE A SU ORIGEN: 4.1.2.1

ORIGINAL O PRIMARIO.- La cual se desarrolló al mismo tiempo que los sedimentos fueron depositados. Rocas sedimentarias con este tipo de porosidad son: areniscas (detríticas o clásticas) y calizas (no detríticas).

4.1.2.2

INDUCIDA O SECUNDARIA.- Ocurre por un proceso geológico o artificial subsiguiente a

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS la depositación de sedimentos. Puede ser debida a la solución o fractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra (caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de un proceso geológico (diagénesis y catagénesis) que tomó lugar después de la depositación de los sedimentos. La magnitud, forma, tamaño e interconexión de los poros podría no tener relación directa de la forma de las partículas sedimentarias originales. Para el ingeniero de yacimientos la porosidad más importante es la efectiva. La porosidad es considerada:

4.1.1.3     

4.1.2

FACTORES QUE FECTAN A LA POROSIDAD

Tipo de empaque Grado de cementación o consolidación Geometría y distribución de granos Presión de las capas suprayacentes Presencia de partículas finas

PERMEABILIDAD La permeabilidad, denotada por k, es la capacidad del medio poroso para dejar pasar los fluidos a través de el. Matematicamente se expresa por la ley de Darcy y es una medida del grado y tamaño en que los espacios porosos están interconectados. Además, es una medida de la conductividad de los fluidos y, por su analogía con los conductores de electricidad, también se define como el reciproco de la resistencia que un medio poroso ofrece al flujo de fluidos.

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K= Permeabilidad (Darcys) μ= Viscosidad en la dirección de recorrido del fluido (cps) L= Distancia que recorre el fluido A=Sección transversal (cm2) h ΔP = Diferencia de Presión (atm) (P2 – P1) q= Tasa de producción (cm3/s) 4.1.2.1 TIPOS DE PERMEABILIDAD Permeabilidad Efectiva.- Es la permeabilidad de una roca a un fluido en



particular cuando la saturación de este es menor al 100%.



Permeabilidad Relativa.- Es la relación entre la permeabilidad efectiva a

la permeabilidad absoluta:

4.1.2.2

REPRESENTACIÓN DE LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS .- Las curvas que describen como varían con respecto a las saturaciones de los fluidos muestran factores importantes en el yacimiento en estudio.

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Podemos identificar cuatro puntos importantes: Swc (Saturación de Agua Connata), Socψ (Saturación Crítica de Petróleo), Kro´ (Permeabilidad Relativa del Petróleo en el punto de Swc) y Krw´ (Permeabilidad Relativa del Agua en el punto de Soc) que constituyen los Ends Points o Puntos Finales de las curvas. 4.1.3

MOJABILIDAD La humectabilidad o mojabilidad es una propiedad importante debido a que afecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocas yacimiento, y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirse preferencialmente a una superficie sólida en presencia de otra segunda fase inmiscible. Así, en el caso de yacimientos, la superficie sólida es la roca y los fluidos: agua, petróleo y gas. Una medida de la humectabilidad es el ángulo de contacto θc, el cual se relaciona con las energías de superficie.

4.1.3.1 

CLASIFICACIÓN

MOJANTES. Son aquellos que tienen la mayor tendencia a adherirse a la roca, por lo general es el agua ya que la mayoría de las rocas yacimiento son preferencialmente mojadas por agua.



NO MOJANTES. Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente. El grado de mojabilidad está relacionado de la siguiente forma:

Gas < Oil < Agua. 4.1.3.2  

 

FACTORES QUE AFECTAN A LA MOJABILIDAD

La localización y saturación de agua irreducible. La distribución de los fluidos en el yacimiento, es decir, localización de petróleo y agua en el espacio poroso. El valor y la localización del petróleo residual. El mecanismo de desplazamiento.

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4.1.4 PRESIÓN CAPILAR El hecho de que el agua y el petróleo sean inmiscibles es muy importante. Cuando tales fluidos están en contactos una interface bien definida existe una relación inversa entre la presión capilar y la saturación de agua, dicha relación es llamada curva de presión capilar .

4.1.5

SATURACIÓN

La saturación es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y está definido como:

Si consideramos que básicamente el volumen poroso de una roca que contiene hidrocarburos, está saturada con petróleo, gas y agua tenemos que:

4.2. PROPIEDADES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS 4.2.1. RAZON DE SOLUBILIDAD.- La relación de solubilidad definida como la cantidad de gas disuelto por unidad de volumen líquido.

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS Analizando el comportamiento grafico podemos concluir que al aumentar la presión de saturación, aumenta la cantidad de gas en solución, hasta incorporarse complemente a la fase liquida.

4.2.2.PRESION DE BURBUJA .- Está definida como la mayor presión a la que se libera la primera burbuja de gas del petróleo

4.2.3.VISCOSIDAD del petróleo. - Es una medida de la resistencia del fluido a fluir, resultante de los efectos combinados de la cohesión y la adherencia, que se presenta en fluidos en movimiento. Es una característica de todos los fluidos, tanto liquido como gases. La viscosidad es una de las características más importantes de los hidrocarburos en los aspectos operacionales de producción, transporte, refinación y petroquímica En general, la viscosidad de los líquidos se incrementa al aumentar la presión, causando únicamente la compresión del líquido. La viscosidad disminuye cuando se incrementa la temperatura. Para un gas perfecto, al incrementarse la temperatura del gas, la viscosidad de este se incrementa.

4.1.5.1

CLASIFICACIÓN DE LA VISCOSIDAD   

Viscosidad aparente. Viscosidad cinemática Viscosidad relativa

4.3 RECUPERACION SECUNDARIA La recuperación secundaria es actualmente casi sinónimo de inyección de agua, se implementa usualmente depues de la declinación de la producción primaria. Entre estos procesos loa tradicionales son la inyección de agua y la inyección de gas La recuperación secundaria resulta del aumento de la energía natural, al inyectar agua o gas para desplazar el petróleo hacia los pozos productores. En el caso del gas se inyecta a la capa de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo en los pozos para el

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico

4.3.1

INYECCIÓN DE AGUA

4.3.1.1

TIPOS DE INYECCIÓN

De acuerdo con la posición de Los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede Llevar a cabo de dos formas diferentes:

4.3.1.1.1

Inyección externa.- Consiste en inyectar el agua fuera de La zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua-petróleo. 

Características: Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.



Ventajas:

- Se utilizan pocos pozos. - No requiere de la perforación de pozos adicionales, ya que se pueden usar pozos productores viejos como inyectores. 

Desventajas:

- Una porción del agua inyectada no se utiliza para desplazar el petróleo.

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS - No es posible lograr un seguimiento detallado del frente de invasión, como si es posible hacerlo en la inyección de agua en arreglos.

4.3.1.1.2

Inyección en arreglos O inyección de agua interna.- Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores 

Características: La selección del arreglo depende de la estructura y límites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.



-



Ventajas: Produce una invasión más rápida en yacimientos homogéneos, de bajos buzamientos y bajas permeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos, debido a que la distancia inyector-productor es pequeña. -- Esto es muy importante en yacimientos de baja permeabilidad. Elevada eficiencia de barrido areal

Desventajas:

- En comparación con la inyección externa, este método requiere una mayor inversión, debido al alto numero de pozos inyectores. - Requiere mejor descripción del yacimiento.

4.3.2 INYECCIÓN DE GAS Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petróleo adicional que pueden obtenerse por la inyección de gas, donde podemos señalar como las importante: las propiedades de los fluidos del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría del yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la temperatura y presión del yacimiento

4.3.2.1

TIPOS DE INYECCIÓN

4.3.2.1.1

INYECCIÓN DE GAS INTERNA O DISPERSA.- Este proceso se refiere a la inyección de gas dentro de zona de petróleo. Se

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS aplica generalmente en yacimientos con empuje por gas en solución sin capa de gas inicial y no hay tendencia a inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido inyectado.

CARACTERÍSTICAS



-

Se aplica en yacimientos homogéneos con poco buzamiento y relativamente delgados. La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja. Generalmente se requiere un número elevado de puntos de inyección. Los pozos de inyección se colocan formando cierto arreglo geométrico con el fin de distribuir el gas inyectado através de las zonas productiva del yacimiento, como se muestra en siguiente figura.

La selección de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuración del yacimiento con respecto a la estructura, al número y a la posición de los pozos existentes, de la continuidad de la arena y de las variaciones de porosidad y permeabilidad. 

VENTAJAS -

Es posible orientar el gas inyectado hacia zonas más apropiadas. -La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la producción e inyección de gas. 

-

-

DESVENTAJAS Generalmente la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada como consecuencia de la posición estructural o drenaje por gravedad. La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyección externa.

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS -

-

Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por la inyección externa. La cantidad de pozos de inyección requeridos aumentan los costos de operaciones y de producción.

4.3.2.1.2

INYECCIÓN DE GAS EXTERNA.- Se refiere a la inyección de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien sea primaria o secundaria.

Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregación debido a la influencia de las fuerzas de gravedad. 

-



-

CARACTERÍSTICAS Se usa en yacimiento de alto relieve estructural para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md. Los pozos de inyección se colocan de manera que se logre una distribución areal del gas inyectado a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de inyección que se requieran.

VENTAJAS La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyección es superior Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS -

El factor de conformación es generalmente mayor

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DESVENTAJAS

-

Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. Es necesario controlar la producción de gas libre de la zona de petróleo. Las intercalaciones de lutitas, así como las barreras son inconvenientes para la inyección de gas externa.

-

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS 4.3.3 FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyección de agua o gas

4.3.3.1

GEOMETRÍA DEL YACIMIENTO.- Pues su estructura y estratigrafía controlan la localización de los pozos y en gran medida determinan los métodos por los cuales el yacimiento puede ser producido a través de prácticas de inyección de agua o de gas. La estructura es el principal factor que gobierna la segregación gravitacional.

A menudo es importante realizar un análisis de la geometría del yacimiento y de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un empuje de agua .Depende también de la existencia de problemas estructurales como fallas, o presencias de lutitas o de cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad. Por otra parte un yacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquier programa de inyección.

4.3.3.2

LITOLOGÍA.- La litología tiene una profunda influencia en la eficiencia de la inyección de agua o de gas en un yacimiento en particular. De hecho la porosidad, la permeabilidad y el contenido de arcilla son factores litológicos que afectan la invasión.

Las evaluaciones de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y de un estudio detallado del yacimiento y también pueden hacerse mediantes pruebas pilotos experimentales.

4.3.3.3

PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO.-

La profundidad del yacimiento tiene una influencia técnica y económica muy importante. Desde un punto de vista técnico, un yacimiento poco profundo tiene la restricción de la presión de inyección, la cual debe ser menor que la presión de fractura. Económicamente, el costo de este tipo de proyectos está directamente relacionado con la profundidad, por ejemplo: el costo de perforar más pozos; la potencia de compresión requerida, en el caso de inyección de gas

La profundidad del yacimiento es otro factor que se debe considerarse en una invasión con agua donde:

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS a) Si es demasiado grande para permitir reperforar económicamente y si los pozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se pueden esperar altos recobros. b) En los yacimientos profundos, las saturaciones de petróleo residual después de las operaciones primaria son más bajas que en yacimientos someros debido a que estuvo disponible un gran volumen de gas en solución para expulsar petróleo, ya que le factor de encogimiento fue grande y por lo tanto ha quedado menos petróleo. c) Grande profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamiento más amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral.

4.3.3.4

POROSIDAD.- La recuperación total del petróleo de un yacimiento es una función directa de la porosidad ya que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier porcentaje de saturación de petróleo dado, donde esta propiedad de roca es muy variable, algunas veces oscila desde 10 hasta 35% en una zona individual.

4.3.3.5

PERMEABILIDAD.- La magnitud de la permeabilidad controla en un alto grado la tasa de inyección de agua que se puede mantener en un pozo de inyección para una determinada presión en la cara de la arena, donde en la factibilidad de la inyección de agua es necesario conocer: 



La máxima presión de inyección tomando en cuenta la profundidad del yacimiento. La relación entre tasa y espaciamiento a partir de los datos de presión-permeabilidad donde esto determina rápidamente los pozos adicionales que deben perforarse para cumplir con el programa de invasión en un lapso razonable

La variación de la permeabilidad puede ser tan marcada que no es posible considerar al yacimiento como un sistema homogéneo asignándole una permeabilidad promedio. Este factor es quizás el más importante en proyectos de recuperación secundaria por inyección de agua. Si existen diferencias grandes de permeabilidad entre los

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS estratos de un horizonte productor, la ruptura del agua ocurrirá primero en aquellos más permeables y luego ocurrirá en los estratos con permeabilidades menores; Por lo tanto, el desplazamiento del aceite por agua no es tan uniforme y mientras algunos estratos están produciendo agua en proporciones crecientes, otros no han sido completamente barridos. Esta situación puede conducir al abandono prematuro del proyecto eficientemente.

4.3.3.6

CONTINUIDAD DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA.- Es muy importante tener en cuenta la continuidad de las propiedades de la roca en relación con la permeabilidad y la continuidad vertical debido a que el flujo de fluidos de yacimiento es esencialmente en la dirección de los planos de estratificación, y por eso es importante al determinar la factibilidad de aplicar la inyección de agua o de gas en un yacimiento.

4.3.3.7

MAGNITUD Y DISTRIBUCIÓN DE LAS SATURACIONES DE LOS FLUIDOS.- la distribución inicial de los fluidos en un yacimiento de petróleo que se encuentra en equilibrio, donde este parámetro es muy importante en determinación de la factibilidad de un proyecto de inyección de agua, ya que al tener mayor saturación de petróleo en el yacimiento al comienzo de la invasión mayor será la eficiencia de recobro.

También es de gran interés conocer la saturación inicial de agua connata, esencialmente para determinar la saturación de petróleo inicial, donde bajas saturaciones de agua significan grandes cantidades de petróleo que quedan en el yacimiento después de las operaciones primarias y donde mediante análisis se ha determinado que el empuje por gas en solución es independiente de la saturación de agua connata

4.3.3.8

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Y PERMEABILIDADES RELATIVAS.- Las propiedades de los fluidos del yacimiento tienen efectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso de inyección en un yacimiento, donde dentro de estos esta la viscosidad del petróleo y las permeabilidades relativas de las rocas yacimientos a los fluidos desplazante y desplazado son lo de mayor importancia ya que ambos factores afectan la razón de movilidad que se obtiene dividiendo la permeabilidad al fluido por su viscosidad y depende también de la saturación.

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS 4.4 INYECCIÓN POR ARREGLOS.4.4.1 TIPO DE ARREGLO.- La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, permeabilidad (K), porosidad (θ), número y posición de los pozos existentes. Y se debe seleccionar de manera que se obtenga una alta eficiencia de barrido. Analizando igualdad de condiciones, parece ser que el arreglo de 5 pozos proporciona mejores ventajas, ya que el agua puede ser inyectada más rápidamente, reduciendo el tiempo de llene y aumentando las posibilidades de obtener altos gastos de producción a corto plazo

Los arreglos de pozos se clasifican en : Irregulares. Los pozos de producción e inyección están colocados en forma desordenada y cada caso particular requiere de un estudio especial 



Geométricos. Los pozos de producción e inyección están distribuidos arealmente formando ciertas formas geométricas conocidas. En ambos casos, se desea obtener una distribución uniforme de los pozos similar a la utilizada en la fase primaria de recuperación. Los arreglos más conocidos son: 

línea directa En este tipo de arreglo, los pozos productores e inyectores se balancean directamente unos con otros.

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS 

línea alterna .- Este tipo de arreglo es una modificación del arreglo en lí nea directa. Se origi na al desplaz ar los pozos inyecto res a lo largo de su línea, a una distancia igual a a/2.



Arreglos Periféricos: 



De cinco pozos : Los pozos se perforan y forman un cuadrado, en cuyos vértices se encuentran los pozos de inyección, y en el centro el pozo productor. Este tipo de arreglo es muy eficiente y proporciona una buena eficiencia de barrido.

Normal de siete pozos: Los pozos inyectores, en los vértices del hexágono y el productor en el centro. Este arreglo no es común y se utiliza cuando la inyectividad de los pozos es baja.



Invertido de siete pozos : Este arreglo también puede considerarse formado por triángulos equiláteros con tres pozos de inyección en los vértices y uno de producción en el centro



Distorsionado de siete pozos : Este arreglo es similar al arreglo normal de siete pozos, pero el hexágono es irregular.



Normal de nueve pozos : En este tipo de arreglo los pozos forman un cuadrado donde los pozos de inyección están ubicados en los vértices y puntos medios de los lados y el pozo productor está ubicado en el centro del cuadrado.



Invertido de nueve pozos : En este caso, el pozo inyector se coloca en el centro y los productores se colocan en los vértices y puntos medios de los lados del cuadrado.

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Fig. N° 7. Diferentes tipos de Arreglos Geométricos. Fuente: Ferrer, J. (1970) 5. SIMULADORES PETROLEROS Los simuladores de petróleo en la actualidad resuelven las ecuaciones que explican la dinámica física que existe en un reservorio petrolero (balance de masas y Ley de Darcy). La manera en que los simuladores representan los yacimientos, consideran una serie de bloques interconectados que contienen las características físicas de cada etapa del reservorio, así el flujo a través de estos bloques es modelado por ecuaciones diferenciales parciales que se resuelven con métodos numéricos. Cada bloque o celda se relaciona a un volumen del yacimiento y contienen información sobre las propiedades de las rocas y los fluidos característicos del yacimiento. La utilidad principal del simulador es el de ayudar a los ingenieros a comprender el comportamiento de la presión para poder realizar estimaciones sobre las tasas de producción en los reservorios en función del tiempo. Los datos necesarios para alimentar una herramienta de simulación, exigen la adquisición de una gran cantidad de información acerca del reservorio, esta información es recopilada por expertos petrofísicos, geofísicos, geólogos e ingenieros de yacimiento utilizando paquetes de software especiales. Es importante conocer los principios que rigen la simulación de reservorios. Primero, se deben expresar las ecuaciones de flujo en forma diferencial parcial, estas ecuaciones son combinaciones de flujo, continuidad y estado. La ecuación que maneja el flujo de fluidos es para muchos simuladores la ecuación de Darcy (incluyendo el simulador BOAST), la ecuación de continuidad expresa la

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS conservación de masa y la ecuación de estado representa la relación presiónvolumen.

CLASIFICIACION DEL SIMULADOR BOAST: El simulador BOAST puede ser clasificado como de tipo black-oil y composicional esto lo convierte en una herramienta bastante versátil, según el número de fases, puede ser de una, dos o tres fases (gas petróleo y/o agua) y el número de componentes es variable de 1 a N de acuerdo a la dirección del fluido, puede ser de una, dos o tres dimensiones según se requiera y en relación a la formulación utilizada puede trabajar con el método IMPES (implícito en la presión-explícito en la saturación), como un modelo totalmente implícito o como un modelo implícito adaptativo y finalmente según el tipo de reservorio en el cual se aplica, puede trabajar en reservorios que presenten porosidad simple, porosidad dual y permeabilidad dual. Finalmente, se utiliza el método LSOR (line-successive overrelaxation, por sus siglas en inglés) para resolver el sistema de ecuaciones de la presión en el yacimiento. Principios básicos para el desarrollo del simulador BOAST Utilizar principios de ingeniería de reservorios. Asignar ecuaciones diferenciales parciales para describir el flujo de fluidos a través del medio poroso. Aplicación del método IMPES para plantear el conjunto de ecuaciones diferenciales parciales. Se utiliza la técnica de diferencias finitas para conseguir un sistema de ecuaciones lineales y finalmente el método LSOR para obtener soluciones numéricas a dicho sistema. Programación en un lenguaje apropiado para resolver los cálculos en un computador.  





CARACTERISTICAS DE UTILIDAD DEL SIMULADOR BOAST Este tipo de simulador posee un amplio abanico de aplicaciones y es usado con frecuencia en el área de producción. Según la necesidad y la interpretación de los datos de salida, este puede ser usado para diversos propósitos tales como: 

 

Inferir la taza de producción del reservorio (siempre que el método de recuperación pueda ser modelado por el simulador) y su comportamiento bajo diferentes modos de operación. Análisis de efectos heterogéneo. Análisis transversal de reservorios.

21

SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS   



Segregación de efectos de gravedad. Establecer patrones de flujo por estratos. El tiempo en el cual debe iniciarse un método de recuperación más apropiado y cuál será la recuperación final entre otros. El ángulo de inclinación del pozo el BOAST puede ser aplicado a la simulación de yacimientos verticales, horizontales e inclinados.

APLICACIONES DEL SIMULADOR BOAST Dentro de aplicaciones, el simulador BOAST permite los siguientes:  Modelar los yacimientos tipo Black Oíl.  Modelar yacimientos con diferentes fluidos: gas, petróleo y agua.  Modelar yacimientos fracturados.  Mejorar la eficiencia de los procesos utilizados.  Es aplicado en la recuperación primaria, secundaria, terciaria y mejorada.  Ser usado por cualquier usuario debido a que el programa es de código abierto.  Puede ser manipulado fácilmente porque posee un interfaz amigable.

GENERALIDADES Datos Iniciales

Presion de Burbuja (psia)

4014,7

Presion Reservorio (psi)

5400

Soi (fracción)

0,88

Swi (fracción)

0,12

Porosidad (fracción)

0,28

Permeabilidad (md)

100

Rso

226,7

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MODELO DE RESERVORIO Se utilizó una grilla de 23 columnas x 8 filas x 3 capas con las siguientes dimensiones en pies: II

Total

JJ

KK

1

2133

2461

10

2

2133

1148

10

3

2133

984

10

4

2133

1312

5

2133

2133

6

2405

1033

7

2408

1033

8

2133

2231

9

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10

2133

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2018

12

2018

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2133

49337

12336

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MAPA ESTRUCTURAL

MAPA ESTRUCTURAL CON GRILLAS

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SIMULACIÓN MATEMÁTICA DE RESERVORIOS Ubicación 5 pozos Productores Se realizo el análisis para este caso, considerando s olamente 5 pozos productores s olamente, sin ningún tipo de inyección ni mantenimiento de presión. 1

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2 3 4 5

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X

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7 8

Ubicación 17 pozos Productores Para este caso se consideraron primeramente 5 pozos productores. productores sin ninguno inyector. En el años 5 se perforaron además 12 pozos productores mas, haciendo un total de 17 pozos 1

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8

Ubicación 5 Pozos Productores, 12 Pozos Inyectores de Gas Para este caso se consideraron 5 p ozos productores inicialmente. Luego en el año 5 se perforaron 12 pozos inyectores de gas que iniciaron su inyección a 500MPCD por pozo. 1

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2 3

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O

O

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O

8

5 Pozos Productores, 12 Pozos Inyectores de Agua Inicialmente se tenían 5 pozos productores y luego en el año 5 se perforaron 12 nu evos pozos inyectores de agua. 1

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2 3

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X

X

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X O

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O

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DATOS DE SALIDA

Volumen Inicial de Fluidos en Reservorio Petróleo in-situ (MMSTB) Agua in situ (MMSTB) Gas en Solución in-situ (MMMSCF) Gas Libre in-Situ (MMMSCF)

481.41 108.88 611.37 0

COMPARACION DE CASOS SIN ACUIFEROS

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COMPARACION DE CASOS SIN ACUIFEROS

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Simulacion Matematica de Reservorios.docx

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