Simulacion Matematica de Reservorios.docx

8/10/2019 Simulacion Matematica de Reservorios.docx

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GRUPO 6

Bital Garca Danner

Cspedes Pedrazas Marvin Lpez Chvez Miguel ng

Pacha Vallejos Ilvio

Rodrguez Soliz Gabriel

Snchez Andia Xiomara

Simulacin Matemtica DeReservorios


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SIMULACIN MATEMTICA DE RESERVORIOS

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APLICANDO EL SIMULADOR BOAST98

1. INTRODUCCION2. OBJETIVOS3. OBJETIVOS ESPECFICOS4. MARCO TERICO

4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA4.1.1 POROSIDAD4.1.2 PERMEABILIDAD4.1.3 MOJABILIDAD4.1.4 PRESIN CAPILAR4.1.5 SATURACIN

4.2 PROPIEDADES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS4.2.1 RAZON DE SOLUBILIDAD4.2.2 PRESION DE BURBUJA4.2.3 VISCOSIDAD

4.3 RECUPERACION SECUNDARIA4.3.1 INYECCIN DE AGUA4.3.2 INYECCIN DE GAS4.3.3 FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIN POR INYECCIN DE A

GAS4.3.3.1 GEOMETRA DEL YACIMIENTO4.3.3.2 LITOLOGA4.3.3.3 PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO 4.3.3.4 POROSIDAD 4.3.3.5 PERMEABILIDAD4.3.3.6 CONTINUIDAD DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA4.3.3.7 MAGNITUD Y DISTRIBUCIN DE LAS SATURACIONES DE LOS FLU 4.3.3.8 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Y PERMEABILIDADES RELATIVA

4.4 INYECCIN POR ARREGLOS4.4.1 TIPO DE ARREGLO

5. SIMULADOR BOAST6. 7. CONCLUSIONES


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1. RESUMENLos trabajos de investigacin en el rea de simulacin de reservorios petroleros sonde gran importancia ya que estn orientados a mejorar el desempeo de la industriapetrolera.

En el presente proyecto se realiza un estudio del comportamiento de un campo dereservorio bajo saturado utilizando la herramienta BOAST98 en base a distintosescenarios de produccin del campo. Para lo cual se toma 2 situaciones (con y sinacufero de fondo), los cuales tienen 4 alternativas de produccin, donde la 1alternativa es con 5 pozos productores desde el inicio hasta el 5 ao de produccin,luego para ambas situaciones (con y sin acufero de fondo) a partir del 5 ao se

agrega 12 pozos productores y en las otras alternativas se usan 12 pozos inyectoresde gas y agua. Con la finalidad de analizar los distintos comportamientos en las 2situaciones presentes del proyecto.


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2. ObjetivosRealizar la simulacin de reserva mediante el programa Boast 98 en base a la grilla

de trabajo con sus respectivos pozos. 3. Objetivos Especficos

Realizar la simulacin de varios casos, utilizando pozos productores einyectores de gas y agua.

Comparar distintos escenarios de simulacin e interpretar los resultados dela simulacin.

Analizar cual caso es recomendable simular.

4. Marco terico 4.1 PROPIEDADES DE LA ROCA

4.1.1 POROSIDADLa porosidad se define como la relacin entre elvolumen poroso y el volumen total de la roca (lapropiedad inversa a la porosidad es la compacidad).Matemticamente:

=Porosidad AbsolutaVb = Volumen BrutoVm =Volumen Matriz

4.1.1.1 CLASIFICACIN DE LA POROSIDADDurante el proceso de sedimentacin y mitificacin, algunos de los poros que se

desarrollaron inicialmente pudieron sufrir aislamiento debido a varios procesosdiagenticos o catagnicos tales como cementacin y compactacin. Por ende, existirnporos interconectados y otros aislados. Esto conlleva a clasificar la porosidad en absoluta y

efectiva dependiendo de que espacios porales se miden durante la determinacin delvolumen de estos espacios porosos.

4.1.1.1.1 Porosidad absoluta. Es aquella porosidad que considera el volumenporoso de la roca est o no interconectado. Esta propiedad es laque normalmente miden los porosmetros comerciales. Una rocapuede tener una porosidad absoluta considerable y no tenerconductividad de fluidos debido a la carencia de interconexinporal. La lava es un ejemplo tpico de esto.


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4.1.1.1.2 Porosidad efectiva. Es la relacin del volumen porosointerconectado con el volumen bruto de roca. Esta porosidad esuna indicacin de la habilidad de la roca para conducir fluidos, sinembargo esta porosidad no mide la capacidad de flujo de una roca.

La porosidad efectiva es afectada por un nmero de factoreslitolgicos como tipo, contenido e hidratacin de arcillas presentesen la roca, entre otro.

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

4.1.1.2 CLASIFICACIN GEOLGICA DE LA POROSIDAD

A medida que los sedimentos se depositaron en los mares antiguos, el agua fue elprimer fluido que llen el espacio poroso. Esta agua se le denomina agua connata.Un mtodo comn de clasificacin de la porosidad se basa en la condicin siporosidad se form inicialmente o si fue producto de una diagnesis subsiguiente(dolomitizacin), catagnesis, campo de esfuerzos o percolacin de agua.

La porosidad se puede clasificar de dos maneras:

EN BASE A SU ORIGEN:

4.1.2.1

ORIGINAL O PRIMARIO.-La cual sedesarroll al mismo tiempo que lossedimentos fueron depositados. Rocassedimentarias con este tipo deporosidad son: areniscas (detrticas oclsticas) y calizas (no detrticas).

4.1.2.2 INDUCIDA O SECUNDARIA.-Ocurre por unproceso geolgico o artificial subsiguiente a


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la depositacin de sedimentos. Puede ser debida a la solucin ofractura (artificial o natural) o cuando una roca se convierte en otra(caliza a dolomita). La porosidad secundaria es el resultado de unproceso geolgico (diagnesis y catagnesis) que tom lugar despusde la depositacin de los sedimentos. La magnitud, forma, tamao e

interconexin de los poros podra no tener relacin directa de la formade las partculas sedimentarias originales.

Para el ingeniero de yacimientos la porosidad ms importante es la efectiva. Laporosidad es considerada:

4.1.1.3 FACTORES QUE FECTAN A LA POROSIDAD

Tipo de empaque Grado de cementacin o consolidacin

Geometra y distribucin de granos Presin de las capas suprayacentes Presencia de partculas finas

4.1.2 PERMEABILIDADLa permeabilidad, denotada por k, es la capacidad del medio poroso para dejarpasar los fluidos a travs de el. Matematicamente se expresa por la ley deDarcy y es una medida del grado ytamao en que los espacios porososestn interconectados. Adems, esuna medida de la conductividad de

los fluidos y, por su analoga con losconductores de electricidad,tambin se define como el reciprocode la resistencia que un medio porosoofrece al flujo de fluidos.


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K= Permeabilidad (Darcys)= Viscosidad en la direccin de recorrido del fluido (cps)L= Distancia que recorre el fluidoA=Seccin transversal (cm2) hP = Diferencia de Presin (atm) (P2 P1)q= Tasa de produccin (cm3/s)4.1.2.1 TIPOS DE PERMEABILIDAD Permeabilidad Efectiva.- Es la permeabilidad de una roca a un fluido en

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

Permeabilidad Relativa.- Es la relacin entre la permeabilidad efectiva ala permeabilidad absoluta:

4.1.2.2 REPRESENTACIN DE LAS PERMEABILIDADES RELATIVAS.- Lascurvas que describen como varan con respecto a lassaturaciones de los fluidos muestran factores importantes en elyacimiento en estudio.


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Podemos identificar cuatro puntos importantes: Swc ( Saturacin de Agua

Connata), Soc (Saturacin Crtica de Petrleo) , Kro (Permeabilidad Relativa delPetrleo en el punto de Swc) y Krw (Permeabilidad Relativa del Agua en el puntode 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 queafecta el comportamiento capilar y de desplazamiento de las rocasyacimiento, y se define como la habilidad de la fase de un fluido para adherirsepreferencialmente a una superficie slida en presencia de otra segunda faseinmiscible. As, en el caso de yacimientos, la superficie slida es la roca y los

fluidos: agua, petrleo y gas. Una medida de la humectabilidad es el ngulo decontacto c, el cual se relaciona con las energas de superficie.

4.1.3.1 CLASIFICACIN

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

NO MOJANTES.Los que no se adhieren a la roca o lo hacen parcialmente.

El grado de mojabilidad est relacionado de la siguiente forma:

Gas < Oil < Agua.

4.1.3.2 FACTORES QUE AFECTAN A LA MOJABILIDAD

La localizacin y saturacin de agua irreducible. La distribucin de los fluidos en el yacimiento, es decir, localizacin de petrleo

y agua en el espacio poroso. El valor y la localizacin del petrleo residual. El mecanismo de desplazamiento.


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4.1.4 PRESIN CAPILAREl hecho de que el agua y el petrleo sean inmiscibles es muy importante.

Cuando tales fluidos estn en contactos una interface bien definida existe unarelacin inversa entre la presin capilar y la saturacin de agua, dicha relacin esllamada curva de presin capilar .

4.1.5 SATURACINLa saturacin es el porcentaje de un fluido ocupado en el espacio poroso, y

est definido como:

Si consideramos que bsicamente el volumen poroso de una roca quecontiene hidrocarburos, est saturada con petrleo, gas y agua tenemos que:

4.2. PROPIEDADES PRINCIPALES DE LOS FLUIDOS

4.2.1. RAZON DE SOLUBILIDAD.- La relacin desolubilidad definida como la cantidad de gasdisuelto por unidad de volumen lquido.


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Analizando el comportamiento grafico podemos concluir que al aumentar la presin desaturacin, aumenta la cantidad de gas en solucin, hasta incorporarse complemente a la faseliquida.

4.2.2. PRESION DE BURBUJA .-Est definida como la mayor presin a la que se libera la

primera burbuja de gas delpetrleo

4.2.3. VISCOSIDAD del petrleo.- Es una medida de la resistencia del fluido a fluir,resultante de los efectos combinados de lacohesin y la adherencia, que se presentaen fluidos en movimiento. Es unacaracterstica de todos los fluidos, tantoliquido como gases.

La viscosidad es una de las caractersticasms importantes de los hidrocarburos en losaspectos operacionales de produccin,transporte, refinacin y petroqumica

En general, la viscosidad de los lquidos se incrementa al aumentar la presin,causando nicamente la compresin del lquido. La viscosidad disminuyecuando se incrementa la temperatura. Para un gas perfecto, al incrementarsela temperatura del gas, la viscosidad de este se incrementa.

4.1.5.1 CLASIFICACIN DE LA VISCOSIDAD Viscosidad aparente. Viscosidad cinemtica Viscosidad relativa

4.3 RECUPERACION SECUNDARIA

La recuperacin secundaria es actualmente casi sinnimo de inyeccin de agua,se implementa usualmente depues de la declinacin de la produccin primaria.Entre estos procesos loa tradicionales son la inyeccin de agua y la inyeccin degas

La recuperacin secundaria resulta del aumento de la energa natural, alinyectar agua o gas para desplazar el petrleo hacia los pozos productores. Enel caso del gas se inyecta a la capa de gas para mantener la presin yexpandirla, o dentro de la columna de petrleo en los pozos para el


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desplazamiento inmiscible del petrleo, de acuerdo con las condiciones depermeabilidad relativa y barrido volumtrico

4.3.1 INYECCIN DE AGUA

4.3.1.1 TIPOS DE INYECCINDe acuerdo con la posicin de Los pozos inyectores y productores, lainyeccin de agua se puede Llevar a cabo de dos formas diferentes:

4.3.1.1.1 Inyeccin externa.- Consiste en inyectar el agua fuera de La

zona de petrleo, en los flancos del yacimiento. Se conocetambin como inyeccin tradicional, el agua se inyecta en elacufero cerca del contacto agua-petrleo.

Caractersticas: Se utiliza cuando no se posee una buenadescripcin del yacimiento y/o la estructura del mismofavorece la inyeccin de agua. Los pozos de inyeccin secolocan en el acufero, fuera de la zona de petrleo.

Ventajas:- Se utilizan pocos pozos.- No requiere de la perforacin de pozos adicionales, ya que sepueden usar pozos productores viejos como inyectores.

Desventajas:- Una porcin del agua inyectada no se utiliza para desplazarel petrleo.


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- No es posible lograr un seguimiento detallado del frente deinvasin, como si es posible hacerlo en la inyeccin de agua enarreglos.

4.3.1.1.2 Inyeccin en arreglos O inyeccin de agua interna.- Consisteen inyectar el agua dentro de la zona de petrleo. El aguainvade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadidohacia los pozos productores

Caractersticas: La seleccin del arreglo depende de laestructura y lmites del yacimiento, de la continuidad delas arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y delnmero y posicin de los pozos existentes.

Ventajas:

- Produce una invasin ms rpida en yacimientoshomogneos, de bajos buzamientos y bajaspermeabilidades efectivas con alta densidad de los pozos,debido a que la distancia inyector-productor es pequea. --- Esto es muy importante en yacimientos de bajapermeabilidad.

- Elevada eficiencia de barrido areal

Desventajas:- En comparacin con la inyeccin externa, este mtodorequiere una mayor inversin, debido al alto numero de pozosinyectores.- Requiere mejor descripcin del yacimiento.

4.3.2 INYECCIN DE GASSon muchos los factores que influyen en la

cantidad de petrleo adicional que puedenobtenerse por la inyeccin de gas, dondepodemos sealar como las importante: laspropiedades de los fluidos del yacimiento, el tipode empuje, la geometra del yacimiento, la

continuidad de la arena, el relieve estructural, laspropiedades de la roca y la temperatura y presindel yacimiento

4.3.2.1 TIPOS DE INYECCIN

4.3.2.1.1 INYECCIN DE GAS INTERNA O DISPERSA.-Este proceso serefiere a la inyeccin de gas dentro de zona de petrleo. Se


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aplica generalmente en yacimientos con empuje por gas ensolucin sin capa de gas inicial y no hay tendencia a inyectadoemerge junto con el petrleo al poco tiempo de haber sidoinyectado.

CARACTERSTICAS- Se aplica en yacimientos homogneos con poco buzamiento y

relativamente delgados.- La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente

baja.- Generalmente se requiere un nmero elevado de puntos de

inyeccin. Los pozos de inyeccin se colocan formando ciertoarreglo geomtrico con el fin de distribuir el gas inyectadoatravs de las zonas productiva del yacimiento, como semuestra en siguiente figura.

La seleccin de dichos pozos y el tipo de arreglo dependen de la configuracin delyacimiento con respecto a la estructura, al nmero y a la posicin 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 ms

apropiadas. - La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante elcontrol de la produccin e inyeccin de gas.

DESVENTAJAS- Generalmente la eficiencia del recobro mejora muy poco o nada

como consecuencia de la posicin estructural o drenaje porgravedad.

- La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra enoperaciones de inyeccin externa.


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- Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originanque la eficiencia del recobro sea inferior a lo que se logra por lainyeccin externa.

- La cantidad de pozos de inyeccin requeridos aumentan los costosde operaciones y de produccin.

4.3.2.1.2 INYECCIN DE GAS EXTERNA.- Se refiere a la inyeccin de gasen la cresta de la estructura donde se encuentra la capa degas, bien sea primaria o secundaria.

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

CARACTERSTICAS- Se usa en yacimiento de alto relieve estructural para permitir

que la capa de gas desplace el petrleo.- Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales

mayores a 200 md.- Los pozos de inyeccin se colocan de manera que se logre

una distribucin areal del gas inyectado a fin de obtenermayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad depozos requeridos para un determinado yacimiento dependede la inyectividad y de los puntos de inyeccin que serequieran.

VENTAJAS- La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyeccin es

superior- Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son

mayores.


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- El factor de conformacin es generalmente mayor

DESVENTAJAS- Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento. - Es necesario controlar la produccin de gas libre de la zona de

petrleo. - Las intercalaciones de lutitas, as como las barreras son

inconvenientes para la inyeccin de gas externa. -


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4.3.3 FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIN POR INYECCIAGUA Y GAS

Al determinar la factibilidad de llevar a cabo un proceso de inyeccin deagua o gas

4.3.3.1 GEOMETRA DEL YACIMIENTO.-Pues su estructura y estratigrafacontrolan la localizacin de los pozos y en gran medidadeterminan los mtodos por los cuales el yacimiento puede serproducido a travs de prcticas de inyeccin de agua o de gas. Laestructura es el principal factor que gobierna la segregacingravitacional.

A menudo es importante realizar un anlisis de la geometra del yacimientoy de su comportamiento pasado, para definir la presencia y la fuerza de un empujede agua .Depende tambin de la existencia de problemas estructurales como fallas,

o presencias de lutitas o de cualquier otro tipo de barrera de permeabilidad. Porotra parte un yacimiento altamente fallado hace poco atractivo cualquier programade inyeccin.

4.3.3.2 LITOLOGA.-La litologa tiene una profunda influencia en laeficiencia de la inyeccin de agua o de gas en un yacimiento enparticular. De hecho la porosidad, la permeabilidad y elcontenido de arcilla son factores litolgicos que afectan lainvasin.

Las evaluaciones de estos efectos requiere de estudios de laboratorio y deun estudio detallado del yacimiento y tambin pueden hacerse mediantespruebas pilotos experimentales.

4.3.3.3 PROFUNDIDAD DEL YACIMIENTO.- La profundidad delyacimiento tiene una influencia tcnica y econmica muyimportante. Desde un punto de vista tcnico, un yacimiento pocoprofundo tiene la restriccin de la presin de inyeccin, la cualdebe ser menor que la presin de fractura. Econmicamente, elcosto de este tipo de proyectos est directamente relacionado

con la profundidad, por ejemplo: el costo de perforar ms pozos;la potencia de compresin requerida, en el caso de inyeccin degas

La profundidad del yacimiento es otro factor que se debe considerarse enuna invasin con agua donde:


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a) Si es demasiado grande para permitir reperforar econmicamente y si lospozos viejos deben ser utilizados como inyectores y productores, no se puedenesperar altos recobros.

b) En los yacimientos profundos, las saturaciones de petrleo residual despus delas operaciones primaria son ms bajas que en yacimientos someros debido aque estuvo disponible un gran volumen de gas en solucin para expulsarpetrleo, ya que le factor de encogimiento fue grande y por lo tanto haquedado menos petrleo.

c) Grande profundidades permiten utilizar mayores presiones y un espaciamientoms amplio, si el yacimiento posee un grado suficiente de uniformidad lateral.

4.3.3.4 POROSIDAD.- La recuperacin total del petrleo de unyacimiento es una funcin directa de la porosidad ya que elladetermina la cantidad de petrleo presente para cualquierporcentaje de saturacin de petrleo dado, donde esta

propiedad de roca es muy variable, algunas veces oscila desde 10hasta 35% en una zona individual.

4.3.3.5 PERMEABILIDAD.-La magnitud de la permeabilidad controla enun alto grado la tasa de inyeccin de agua que se puedemantener en un pozo de inyeccin para una determinada presinen la cara de la arena, donde en la factibilidad de la inyeccin deagua es necesario conocer:

La mxima presin de inyeccin tomando en cuenta laprofundidad del yacimiento.

La relacin entre tasa y espaciamiento a partir de los datos depresin-permeabilidad donde esto determina rpidamente lospozos adicionales que deben perforarse para cumplir con elprograma de invasin en un lapso razonable

La variacin de la permeabilidadpuede ser tan marcada que noes posible considerar alyacimiento como un sistemahomogneo asignndole una

permeabilidad promedio. Estefactor es quizs el msimportante en proyectos derecuperacin secundaria porinyeccin de agua.

Si existen diferencias grandesde permeabilidad entre los


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estratos de un horizonte productor, la ruptura del agua ocurrir primero en aquellos mspermeables y luego ocurrir en los estratos con permeabilidades menores; Por lo tanto, eldesplazamiento del aceite por agua no es tan uniforme y mientras algunos estratos estnproduciendo agua en proporciones crecientes, otros no han sido completamentebarridos. Esta situacin puede conducir al abandono prematuro del proyectoeficientemente.

4.3.3.6 CONTINUIDAD DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA.-Es muyimportante tener en cuenta la continuidad de las propiedades dela roca en relacin con la permeabilidad y la continuidad verticaldebido a que el flujo de fluidos de yacimiento es esencialmenteen la direccin de los planos de estratificacin, y por eso esimportante al determinar la factibilidad de aplicar la inyeccin deagua o de gas en un yacimiento.

4.3.3.7 MAGNITUD Y DISTRIBUCIN DE LAS SATURACIONES DEFLUIDOS.-la distribucin inicial de los fluidos en un yacimiento depetrleo que se encuentra en equilibrio, donde este parmetroes muy importante en determinacin de la factibilidad de unproyecto de inyeccin de agua, ya que al tener mayor saturacinde petrleo en el yacimiento al comienzo de la invasin mayorser la eficiencia de recobro.

Tambin es de gran inters conocer la saturacin inicial de agua connata, esencialmentepara determinar la saturacin de petrleo inicial, donde bajas saturaciones de aguasignifican grandes cantidades de petrleo que quedan en el yacimiento despus de lasoperaciones primarias y donde mediante anlisis se ha determinado que el empuje por gasen solucin es independiente de la saturacin de agua connata

4.3.3.8 PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS Y PERMEABILIDARELATIVAS.-Las propiedades de los fluidos del yacimiento tienenefectos pronunciados sobre la conveniencia de un proceso deinyeccin en un yacimiento, donde dentro de estos esta laviscosidad del petrleo y las permeabilidades relativas de lasrocas yacimientos a los fluidos desplazante y desplazado son lo

de mayor importancia ya que ambos factores afectan la razn demovilidad que se obtiene dividiendo la permeabilidad al fluidopor su viscosidad y depende tambin de la saturacin.


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4.4 INYECCIN POR ARREGLOS.-

4.4.1 TIPO DE ARREGLO.- La seleccin delarreglo depende de la estructura y limitesdel yacimiento, de la continuidad de lasarenas, permeabilidad (K), porosidad (),nmero y posicin de los pozosexistentes. Y se debe seleccionar demanera que se obtenga una alta eficienciade barrido.

Analizando igualdad de condiciones,parece ser que el arreglo de 5 pozosproporciona mejores ventajas, ya que elagua puede ser inyectada ms rpidamente,

reduciendo el tiempo de llene y aumentando las posibilidades deobtener altos gastos de produccin a corto plazo

Los arreglos de pozos se clasifican en : Irregulares. Los pozos de produccin e inyeccin estn colocados en forma

desordenada y cada caso particular requiere de un estudio especial

Geomtricos. Los pozos de produccin e inyeccin estn distribuidos arealmenteformando ciertas formas geomtricas conocidas. En ambos casos, se deseaobtener una distribucin uniforme de los pozos similar a la utilizada en la faseprimaria de recuperacin. Los arreglos ms conocidos son:

lnea directa En este tipo de arreglo, los pozos productores e inyectoresse balancean directamente unos con otros .


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lnea alterna .- Este tipo de arreglo es una modificacin del arreglo en lneadirecta. Se origina al desplazar los pozos inyectores a lo largo de su lnea, auna distancia igual a a/2.

Arreglos Perifricos: De cinco pozos: Los pozos se perforan y forman un cuadrado, en cuyos vrtices

se encuentran los pozos de inyeccin, y en el centro el pozo productor.Este tipo de arreglo es muy eficiente y proporciona una buena eficienciade barrido.

Normal de siete pozos: Los pozos inyectores, en los vrtices delhexgono y el productor en el centro. Este arreglo no es comn y seutiliza cuando la inyectividad de los pozos es baja.

Invertido de siete pozos: Este arreglo tambin puede considerarseformado por tringulos equilteros con tres pozos de inyeccin en losvrtices y uno de produccin en el centro

Distorsionado de siete pozos: Este arreglo es similar al arreglo normalde siete pozos, pero el hexgono es irregular.

Normal de nueve pozos: En este tipo de arreglo los pozos forman uncuadrado donde los pozos de inyeccin estn ubicados en los vrtices ypuntos medios de los lados y el pozo productor est ubicado en elcentro del cuadrado .

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


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Fig. N 7. Diferentes tipos de Arreglos Geomtricos. Fuente: Ferrer, J. (1970)

5. SIMULADORES PETROLEROS

Los simuladores de petrleo en la actualidad resuelven las ecuaciones que explicanla dinmica fsica que existe en un reservorio petrolero (balance de masas y Ley deDarcy). La manera en que los simuladores representan los yacimientos, consideranuna serie de bloques interconectados que contienen las caractersticas fsicas decada etapa del reservorio, as el flujo a travs de estos bloques es modelado porecuaciones diferenciales parciales que se resuelven con mtodos numricos. Cadabloque o celda se relaciona a un volumen del yacimiento y contienen informacin

sobre las propiedades de las rocas y los fluidos caractersticos del yacimiento.

La utilidad principal del simulador es el de ayudar a los ingenieros a comprender elcomportamiento de la presin para poder realizar estimaciones sobre las tasas deproduccin en los reservorios en funcin del tiempo. Los datos necesarios paraalimentar una herramienta de simulacin, exigen la adquisicin de una grancantidad de informacin acerca del reservorio, esta informacin es recopilada porexpertos petrofsicos, geofsicos, gelogos e ingenieros de yacimiento utilizandopaquetes de software especiales.

Es importante conocer los principios que rigen la simulacin de reservorios.Primero, se deben expresar las ecuaciones de flujo en forma diferencial parcial,estas ecuaciones son combinaciones de flujo, continuidad y estado. La ecuacinque maneja el flujo de fluidos es para muchos simuladores la ecuacin de Darcy(incluyendo el simulador BOAST), la ecuacin de continuidad expresa la


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conservacin de masa y la ecuacin de estado representa la relacin presin-volumen.

CLASIFICIACION DEL SIMULADOR BOAST:

El simulador BOAST puede ser clasificado como de tipo black-oil y composicionalesto lo convierte en una herramienta bastante verstil, segn el nmero de fases,puede ser de una, dos o tres fases (gas petrleo y/o agua) y el nmero decomponentes es variable de 1 a N de acuerdo a la direccin del fluido, puede ser deuna, dos o tres dimensiones segn se requiera y en relacin a la formulacinutilizada puede trabajar con el mtodo IMPES (implcito en la presin-explcito enla saturacin), como un modelo totalmente implcito o como un modelo implcitoadaptativo y finalmente segn el tipo de reservorio en el cual se aplica, puedetrabajar en reservorios que presenten porosidad simple, porosidad dual y

permeabilidad dual. Finalmente, se utiliza el mtodo LSOR (line-successive over-relaxation, por sus siglas en ingls) para resolver el sistema de ecuaciones de lapresin en el yacimiento.

Principios bsicos para el desarrollo del simulador BOAST Utilizar principios de ingeniera de reservorios. Asignar ecuaciones diferenciales parciales para describir el flujo de fluidos a

travs del medio poroso. Aplicacin del mtodo IMPES para plantear el conjunto de ecuaciones

diferenciales parciales. Se utiliza la tcnica de diferencias finitas paraconseguir un sistema de ecuaciones lineales y finalmente el mtodo LSORpara obtener soluciones numricas a dicho sistema.

Programacin en un lenguaje apropiado para resolver los clculos en uncomputador.

CARACTERISTICAS DE UTILIDAD DEL SIMULADOR BOAST

Este tipo de simulador posee un amplio abanico de aplicaciones y es usado confrecuencia en el rea de produccin. Segn la necesidad y la interpretacin de los

datos de salida, este puede ser usado para diversos propsitos tales como: Inferir la taza de produccin del reservorio (siempre que el mtodo de

recuperacin pueda ser modelado por el simulador) y su comportamientobajo diferentes modos de operacin.

Anlisis de efectos heterogneo. Anlisis transversal de reservorios.


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Segregacin de efectos de gravedad. Establecer patrones de flujo por estratos. El tiempo en el cual debe iniciarse un mtodo de recuperacin ms

apropiado y cul ser la recuperacin final entre otros.

El ngulo de inclinacin del pozo el BOAST puede ser aplicado a lasimulacin de yacimientos verticales, horizontales e inclinados.

APLICACIONES DEL SIMULADOR BOAST

Dentro de aplicaciones, el simulador BOAST permite los siguientes: Modelar los yacimientos tipo Black Ol. Modelar yacimientos con diferentes fluidos: gas, petrleo y agua. Modelar yacimientos fracturados. Mejorar la eficiencia de los procesos utilizados. Es aplicado en la recuperacin primaria, secundaria, terciaria y mejorada. Ser usado por cualquier usuario debido a que el programa es de cdigo abierto. Puede ser manipulado fcilmente porque posee un interfaz amigable.

GENERALIDADES

Datos Iniciales

Presion de Burbuja (psia) 4014,7Presion Reservorio (psi) 5400

Soi (fraccin) 0,88Swi (fraccin) 0,12Porosidad (fraccin) 0,28Permeabilidad (md) 100

Rso 226,7


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MODELO DE RESERVORIO

Se utiliz una grilla de 23 columnas x 8 filas x 3 capas con las siguientes

dimensiones en pies:

II JJ KK1 2133 2461 102 2133 1148 103 2133 984 104 2133 13125 2133 21336 2405 10337 2408 1033

8 2133 22319 2310

10 213311 201812 201813 213314 184715 185016 213317 246118 216519 213320 213321 213322 213323 213324 2133

Total 49337 12336 30


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MAPA ESTRUCTURAL

MAPA ESTRUCTURAL CON GRILLAS


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Ubicacin 5 pozos ProductoresSe realizo el anlisis para este caso, considerando solamente 5 pozos productores solamente,sin ningn tipo de inyeccin ni mantenimiento de presin.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 232345 X X X X6 X78

Ubicacin 17 pozos ProductoresPara este caso se consideraron primeramente 5 pozos productores. productores sin ninguno inyector.En el aos 5 se perforaron adems 12 pozos productores mas, haciendo un total de 17 pozos

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2323 X X X X X4 X5 X X X X6 X7 X X X X X X8

Ubicacin 5 Pozos Productores, 12 Pozos Inyectores de GasPara este caso se consideraron 5 pozos productores inicialmente.Luego en el ao 5 se perforaron 12 pozos inyectores de gas que iniciaron su inyeccin a 500MPCD por pozo.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2323 O O O O O4 O5 X X X X6 X7 O O O O O O8

5 Pozos Productores, 12 Pozos Inyectores de AguaInicialmente se tenan 5 pozos productoresy luego en el ao 5 se perforaron 12 nuevos pozos inyectores de agua.

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 2323 O O O O4 O5 X X X X6 X7 O O O O O O8


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DATOS DE SALIDA

Volumen Inicial de Fluidos en Reservorio

Petrleo in-situ (MMSTB) 481.41Agua in situ (MMSTB) 108.88Gas en Solucin in-situ (MMMSCF) 611.37Gas Libre in-Situ (MMMSCF) 0

COMPARACION DE CASOS SIN ACUIFEROS


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COMPARACION DE CASOS SIN ACUIFEROS


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6. CONCLUSIONES

Se disea la grilla del campo, tomando en cuenta la ubicacin de 5 pozosproductores en el centro de cada bloque.

La ubicacin de los distintos pozos se realiza en base del drene de cadapozo de manera que no interfiera con el radio del pozo vecino

Se realiza un total de 8 casos con y sin acuferos: 5 productores, 17productores, 5 productores 12 inyectores de gas, 5 productores 12inyectores de agua.

Las alternativas ms recomendables o eficientes son:Sin acufero 5 pozos productores y 12 inyectores de agua, por elmantenimiento de presin y mayor factor recuperacin.Con acufero 17 pozos productores, por el mantenimiento de presin acausa del empuje de agua y aceptable valor del factor de recuperacin.

Simulacion Matematica de Reservorios.docx

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