Lineamientos Generales Sobre Simulación De Yacimientos

LINEAMIENTOS GENERALES SOBRE

SIMULACION NUMERICA DE RESERVORIOS

Ing. Pedro C. Torquemada L.

(Y.P.F.B. – DIP)

Simular el comportamiento de un reservorio petrolífero, se refiere a la construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento asume la apariencia de la conducta actual del yacimiento, el mismo que puede ser físico o matemático.

Un modelo matemático es simplemente un conjunto de ecuaciones que, sujetas a ciertas condiciones, describe el proceso físico activo en el reservorio. A pesar que el modelo por sí mismo carece de la realidad de un campo de gas o de petróleo, el comportamiento de éste, asume la apariencia del periodo productivo del yacimiento.

El propósito de la simulación es estimar el comportamiento de un campo (v. Gr. La recuperación de petróleo) bajo una variedad de esquemas de producción.

Mientras el campo puede producir solo una vez, y a costos considerables - un modelo puede producir o “correr” muchas veces a un costo mucho menor y en un período de tiempo más corto. Observaciones del comportamiento del modelo bajo diferentes condiciones de producción, ayudarán en la selección de un conjunto óptimo de condiciones de operación para el reservorio.

El presente artículo muestra en forma simple y resumida lo que representa un estudio de simulación y las consideraciones más importantes que se deben tomar en cuenta para llevar a cabo un estudio de este tipo.

SIMULACION DE RESERVORIOS

La simulación de Reservorios está basada en el buen conocimiento de las técnicas y ecuaciones de la Ingeniería de yacimientos. Las mismas técnicas y ecuaciones que el Ingeniero de reservorios ha estado usando por años .

En general, la simulación se refiere a la representación de algún proceso mediante un modelo teórico o físico. Este estudio ha sido limitado a la simulación de un reservorio petrolífero y lo concerniente al desarrollo y uso de modelos que describan el comportamiento del mismo bajo varias alternativas de operación.

La simulación por si misma no es realmente nueva, ya que los Ingenieros hace tiempo que usan modelos matemáticos en los cálculos de ingeniería para mostrar el comportamiento del reservorio, antes del desarrollo de modernas computadoras digitales, de tal manera que los modelos eran relativamente simples. Por ejemplo, cuando se calcula el petróleo In Situ volumétricamente, el Ingeniero simulará el reservorio por un modelo simple en el cual serán usados valores promedios para la porosidad, saturación y espesores.

Aunque la simulación en la industria petrolera no es nueva, resultan nuevos los aspectos de mucho mayor detalle dentro del mismo reservorio para proporcionar una simulación más exacta, lo que se ha vuelto más práctico debido a la capacidad de procesamiento disponible de los computadores.

La descripción más detallada, pesar de todo, requiere de ecuaciones matemáticas más complejas que son difíciles de comprender, y es ésta dificultad la que ha causado que algunos Ingenieros eviten su uso, mientras hubo otros que se dedicaron por completo a su mayor desarrollo.

La industria petrolera se encuentra en la era de la revolución en la simulación de reservorios a medida que los simuladores son usados más y más, razón por la cuál, se hace necesario un entendimiento básico de lo que es modelaje de reservorios. El Ingeniero, especialmente el de reservorios, debe capacitarse en la ubicación de problemas de simulación, la decisión en la elección de los apropiados datos de entrada, y en la evaluación de los resultados.

Análisis Básico

Si un reservorio es favorablemente homogéneo, valores promedios de las propiedades del reservorio, tal como la porosidad, son adecuados para describirlo. Por ejemplo, la presión promedio, tiempo, comportamiento de la producción de un reservorio bajo un empuje de gas en solución, son normalmente calculados por los métodos tradicionáles de Tarner, Tracy, o Muskat. Todos estos métodos usan la ecuación de balance de materiales normalmente referido como EBM.

Una expresión resumida de la EBM será:

Petróleo neto producido acumulado = petróleo original In Situ – petróleo remanente In Situ.

El fluido neto acumulado retirado es la diferencia entre el petróleo originalmente en el reservorio y el petróleo que queda a cualquier tiempo dado.

En este análisis básico no hay petróleo entrando en el yacimiento puesto que los límites son considerados impermeables al flujo. Por lo tanto, la EBM se reduce a la forma más simple. Un reservorio como este es denominado “modelo tanque” fig. (1.a). Este se trata de un modelo de dimensión cero debido a que la roca, propiedades del fluido y valores de presión, no varían de punto a punto; sino que por el contrario, ellas son calculadas como valores promedios para el reservorio. Este modelo tanque es el bloque básico o el punto de partida de los simuladores de reservorio.

Ahora si se considera un reservorio representado por un banco de arena tal que éste varíe en litología en dos mitades. El banco de arena en su conjunto no puede ser representado por las propiedades promedio, pero cada mitad sí se puede. De esta forma el banco de arena consiste de dos tanques unitarios, o celdas, como son llamados normalmente. La EBM describe el comportamiento del fluido en cada celda como si se tratase de una sola, es así que, el término correspondiente al petróleo neto retirado en la EBM, es más complicado porque habrá una migración de fluido de una celda a otra, dependiendo de los valores de presión promedio de las dos celdas.

Esta transferencia de fluidos entre las dos celdas es calculada por la ley de D’arcy. La EBM junto con la ley de D’arcy describirán el comportamiento de cada celda. Bajo estas consideraciones se puede decir que el modelo descrito no corresponde a un cero dimensional, debido a que los parámetros del reservorio pueden variar entre las dos celdas, De esta forma se tratará de un modelo en una dimensión debido a que consiste de más de una celda en una dirección y de solamente una celda

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