capítulo 11. presentación de introducción snyg

8/16/2019 Capítulo 11. Presentación de Introducción SNYG

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Capítulo 11.

Simulación Numéricade Yacimientos de Gas

MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARAEL FLUJO DE GASES REALES O LÍQUIDOS(ACEITE) – MSNFG

05 de Mayo de 2015


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INTRODUCCIÓNLa mayoría de los problemas de flujo de fluidos a través de medios porosos no

pueden resolverse por medio de métodos analíticos. Es por ello que se recurre aun método aproximado de solución.El propósito de la simulación de yacimientos es estimar el comportamiento delyacimiento para las condiciones de producción visualizadas como técnicamenteviables.Por medio de estas predicciones se pueden seleccionar las condiciones deexplotación óptimas del yacimiento.

Con base en los estudios de simulación se puede determinar:

1. Localización y espaciamiento de los pozos.

2. Efecto del gasto en la recuperación de hidrocarburos3. La capacidad de producción del yacimiento para un cierto

número de pozos.4. Determinar la conveniencia de implantar un proceso de

recuperación secundaria o mejorada de hidrocarburos.


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La simulación numérica de yacimientos se ha convertido en unaherramienta muy valiosa en la administración integral de yacimientos.

El aspecto valioso de la simulación de yacimientos para problemas decampo es la habilidad de poder reproducir el comportamientohistórico de los datos de presión-producción y hacer pronósticos de

producción para calcular reservas de hidrocarburos (producidos).

Un número de casos diferentes o escenarios son simuladosusualmente y comparados para hacer una decisión técnica-económicasobre qué escenario cumple con las políticas de explotación deseadas.

Las localizaciones y número de pozos, las cuotas de producción, losplanes de inyección, las inversiones requeridas, etc., pueden ser lasvariantes de un caso a otro.


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La información que utiliza el simulador se toma de los datos disponiblesdel sistema roca-fluidos, tales como: los registros de pozos, análisis denúcleos, análisis de fluidos (PVT, cromatográficos), descripcióngeológica, geofísica y petrofísica, datos de presión y producción.

En muchos casos históricos, los pozos se encuentran ya en explotación.En este caso, los períodos pasados o históricos de producción sonsimulados para hacer el “ajuste de historia de presión-producción”.

Los datos de entrada al modelo de simulación usualmente deben serajustados con el comportamiento del pasado.

Este proceso de calibración o ajuste provee un “modelo” del

yacimiento más preciso para los pronósticos de producción y cálculosde reservas probadas.


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Los errores principales involucrados en la predicción del

comportamiento de un yacimiento, por medio de un estudio desimulación son los siguientes:

1. El modelo matemático es una aproximación para el

problema real2. El modelo matemático se reemplaza generalmente porun modelo en diferencias finitas: error de truncamiento.

3. Solución en la computadora: error de redondeo.4. Descripción del yacimiento y su medio que lo rodea (por

ejemplo: un acuífero).

Errores Involucrados en las Soluciones Numéricas


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El desarrollo del modelo de simulación numérica para flujo de gases

reales, se realizó con base a la aproximación de la ecuación de

diferencias finitas a una celda o bloque de una malla, obteniendo una

ecuación que representa la conservación de masa en una celda o

bloque de una malla. A partir de esta aproximación se desarrollan

otras ecuaciones para simular el flujo de gases reales en el yacimiento

en una dimensión, 1D, y en dos dimensiones, 2D; en coordenadas

cartesianas, (areal), y radiales, (radial).

Flujo de Gases Reales


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MODELO DE SIMULACIÓN NUMÉRICA PARA EL FLUJO DE

GASES REALES O LÍQUIDOS (ACEITE) – MSNFG

El MSNFG es un simulador de una sola fase para la simulación del flujo de

gases reales y líquidos (aceite). Este simulador esta realizado para una o

dos dimensiones (1D y 2D) y es muy adecuado para fines prácticos y

académicos. Puede utilizarse con las geometrías x-y (modelo areal) o r-z

(modelo radial).

El MSNFG es una versión en español modificada y mejorada en lenguaje de

programación Visual Basic (VBA) para EXCEL de la versión original del

simulador numérico GASSIM de Lee y Wattenbarger realizado en lenguaje

de programación FORTRAN.


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• El MSNFG está organizado en módulos

• El MSNFG tiene mejoras en cuanto a la eficiencia de

recuperación, en las pruebas de potencial y de pronóstico de

presiones en los pozos, y la habilidad para simular soluciones con

curvas tipo para líquidos cuando la compresibilidad permanece

constante.

•

Este simulador numérico calcula la pseudopresión del gas real,m(p) , linealiza uno de los lados de la ecuación de difusión

simplificando así la simulación y proporcionando resultados mas

precisos.

Características Principales


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• Toma en cuenta las variaciones de las propiedades del gas con

respecto al tiempo de explotación, lo cual en el balance de materia

causa errores.

• Específica los gastos de producción y de inyección, así comotambién, las presiones de fondo fluyendo

• Cuando se especifican los gastos de producción y de inyección,

calcula la p y cuando se específica la pwf , calcula el gasto de

producción.• Éste simulador numérico toma en cuenta el flujo no-Darciano en el

pozo, también utiliza el factor de turbulencia y el coeficiente de

flujo no-Darciano.

• Las aplicaciones de este simulador son: Yacimientos y pozos de gas

seco, análisis de pruebas de incremento y decremento de presión,

inyección de gas y yacimientos y pozos de líquidos (aceite).


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Módulos


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Definición de comando


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Ejemplos

= 0.5 = 1000 = 1.475 [ 3.. 3. . ] = 0.72

= 112.3 [ 3. . í] = 20 = 1626 [ 3] = 2Se considera un = 20 y = 1

= 0.1 = 150 = 0.23

= 1.510−5

2−1

= 3000 2

= 60 [°] = 0.5

Ejemplo – Efecto de almacenamiento y daño del po zo en c oo rdenadas radiales (r,z).

Se tienen las siguientes consideraciones: yacimiento homogéneo, isótropo, malla radial

en una dimensión, flujo radial, producción a gasto constante, yacimiento infinito, fluidoligeramente compresible (aceite), se considera el efecto de almacenamiento y daño del

pozo. Se requiere graficar contra el logaritmo del tiempo, en un periodo de 200 días.

Previamente se debe identificar los regímenes de flujo con la gráfica de diagnóstico de

flujo, es decir, log∆/ y log ∆/ ′ vs log , (desarrollo en apéndice B). Los datos del

yacimiento, del fluido y de producción son:

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