Modelaje de Yacimientos

Validación de historia de producción Muchos métodos de predicción basados en simulación numérica generan cambios indeseados en la distribución de sus parámetros, que dependen principalmente en el método numérico o la red de orientación. Por otra parte, es común validar la historia de producción, mediante el uso de propiedades de yacimiento como parámetros de calibración, aun cuando este procedimiento genera en muchos casos incoherencias. Además, la adquisición de datos en tiempo real se está convirtiendo en una poderosa y popular técnica, es importante lograr una metodología que permita la entrada de nuevas fuentes de información sin alterar la historia. El método consiste en integrar a la historia-un yacimiento otros datos geológicos. Se basa en la metodología propuesta por Sahni y Horne, basado en la Transformada Wavelet Haar que permite la mejora de la historia, con ajuste del modelo geológico, mediante la inclusión de las limitaciones geológicas adicionales. El primer paso del méto

Simulación de yacimientos en paralelo La disponibilidad de CPUs multi-core para los ordenadores personales de escritorio hace una realidad paralela. La simulación paralela de yacimientos no solo crea la posibilidad de reducción significativa de tiempo de ejecución, sino también presenta desafíos técnicos adicionales, particularmente en las áreas de balanceo de carga y robustez general algorítmica. Estos sistemas se centran en las siguientes áreas: - Un diseño orientado a objetos que soporta el desarrollo rápido, la funcionalidad de la encapsulación, y la facilidad de mantenimiento. - Una red no estructurada para modelar grandes y complejos yacimientos con un menor número de bloques, aún conservando la física exacta. - Una muy eficiente y robusta partición en paralelo no estructurada para el modelaje de redes grandes y complejas. - Método de adaptación Implícita (AIM) para un alto nivel de estabilidad numérica con un peso significativo en tiempo de ejecución. - Balanceo de carga dinámi

Estudio de las propiedades de la roca Ingrain digital del laboratorio de física de rocas emplea micro y nano resolución en tomografía computarizada (CT), scanners para digitalizar la estructura de muestras de rocas y crear una alta resolución de imagen en 3D de la red de poros y la estructura de grano. Estas muestras de rocas pueden ser fundamentales incluidos los tapones alterados por los fluidos de perforación o de cortes de perforación. A diferencia de los experimentos de laboratorio físico, el método no destruye o altera las muestras de roca. El método puede ser utilizado para una variedad de tipos de roca, incluidas las convencionales muestras de rocas, arena firme de gas, petróleo y arena, que suelen ser imágenes en una resolución de micrones. De pizarras y arenas de gas apretado complejo, Ingrain utiliza su escala nanométrica escáneres CT, al parecer la única aplicación de este equipo en la industria de petróleo y gas. El equipo alcanza una resolución de 50 nanómetros, resolució

En este paper se desarrolla un modelo semi-implicito de flujo radial bifásico petróleo-gas hacia un pozo de hidrocarburos, es decir, el enfoque de dicho paper se basa en la simulación de un solo pozo, posteriormente se adopto por conveniencia trabajar en coordenadas cilíndricas para obtener mayores beneficios, las condiciones de operación se modelan como un contorno y para ello se parte de una modificación del modelo black oil en el método IMPES. Dentro de esto se estudia: · El caudal total (petróleo y gas) constante y el caudal de petróleo constante. · Se hacen comparaciones de los perfiles de petróleo y saturación. · Se estudia el comportamiento numérico que presenta el modelo IMPES. Modelo matemático desarrollado: Todas las ecuaciones del modelo black oil parten de la ley de conservación de la masa y la ley de Darcy dando como resultado: . . . . . . . . . Las variables dependientes de estas ecuaciones son: · Las presiones. · Las saturaciones. Los parámetros son: · La porosidad. · La

Inyección de gas: modelo de petróleo negro o un rapido composicional? La posibilidad de disponer de un riguroso modelo de petróleo negro, previamente definido en un modelo composicional, puede representar un instrumento útil para llevar a cabo simulaciones diarias más rápidas. De hecho la fiabilidad de la simulacion completa composicional está condicionada por una discretización y así se caracteriza por una ecuación de estado con una detallada composición del yacimiento. Por el contrario, suelen ser modelos de composicionales, junto con cualquier esfuerzo para reducir su tiempo de CPU: ecuaciones de estado con menos componentes, un mallado más simple y también una descripción de los bloques homogéneos. Por lo tanto, un largo modelo de petróleo negro, correctamente calibrado en un refinado modelo de composición puede ser incluso más fiable que a disponer sólo de un "reducido" modelo composicional. El método es un desarrollo de un ejercicio anterior y su aplicación es válida

Dentro del yacimiento ocurren muchos fenómenos importantes y a través de los años el hombre a tratado de cuantificarlos para tener una mayor compresión del mismo y, también poder emplear sistemas de optimización en cuanto al factor de recobro empleado en una explotación e invirtiendo lo menos posible. Es por esto que se han desarrollado los simuladores, Los objetivos específicos de una simulación de yacimiento incluyen: · la historia, la predicción de presión y la saturación en los valores del medio porosos. · la comprensión de los flujos de fluidos y procesos de recuperación de petróleo en el yacimiento. · La elaboración de estrategias de producción. La simulación se basa en una aproximación numérica donde mayormente se resuelven sistemas de ecuaciones no lineales, ecuaciones diferenciales parciales, leyes de conservación de masa y para la descripción del fluyo parten de las consideraciones de la de Darcy. Existen sistemas donde se encuentran ecuaciones elíptica, parabólica, y cerca d

SKUA SKUA es un nuevo enfoque para el modelado de yacimientos que tiene por objeto resolver los problemas que tenemos actualmente con las redes utilizadas en el depósito de modelado y simulación de flujo, este enfoque está dirigido a tres desafíos: el componente estructural, la geología de la red del yacimiento, propiedades, y un componente de la red de simulación de flujo. SKUA permite al usuario obtener una descripción completa en 3D de los volúmenes en la falla, donde los horizontes de red y de las geometrías se construyen simultáneamente en el espacio 3D. SKUA paradigma se basa en la tecnología de transformación del TSE, que se basa en la observación de que representan los horizontes geocronológicos para la creación de estas estructuras de red y de horizontes. SKUA ofrece flexibilidad, ahorro de tiempo y costos La tecnología puede utilizarse para construir una red de simulación de flujo,la ventaja de este sistema de red es que usted es capaz de representar la estructura completa de

SIMULADORES GEOTÉRMICOS La simulación numérica de flujo de fluido y calor en un medio poroso es una técnica que es aceptada a nivel mundial para la evaluación y estudio de yacimientos geotérmicos y otros sistemas de flujo subterráneo. Los laboratorios han desarrollado varios códigos de simulación con la capacidad de modelar flujo multifásico y efectos de cambios de fase. Las diferencias existentes en el planteamiento del modelo físico entre los diferentes simuladores para yacimientos geotérmicos, consiste en la definición de la geometría del sistema (una, dos o tres dimensiones y la forma regular o irregular de esta), la elección de las variables termodinámicas que controlarán el proceso y las técnicas numéricas utilizadas para la solución de las ecuaciones de transporte de masa y energía. SHAFT79 El simulador de transporte simultáneo de fluido y calor se basa en lo siguiente. Los yacimientos goetérmicos fueron definidos como sistemas de roca porosa con fluido de un solo componente (ag

PIPESIM PIPESIM no sólo modela el flujo multifásico desde el yacimiento hasta el cabezal del pozo, sino que además tiene en cuenta el desempeño de la línea de flujo y de las instalaciones de superficie para proveer un análisis integral del sistema de producción. CON PIPESIM USTED PUEDE - efectuar un análisis nodal integral en cualquier punto de su sistema hidráulico utilizando múltiples parámetros de sensibilidad. - diseñar pozos nuevos y analizar los pozos verticales, horizontales y multilaterales existentes. - diseñar sistemas de levantamiento artificial y ESP con el programa sustentado por los servicios de expertos en sistemas de levantamiento artificial de SLB. - conectarse a OFM para identificar los candidatos de un campo para estudios adicionales o tratamientos con fines de remediación. - generar tablas VFP como datos de entrada para los modelos de sistemas de simulación de yacimientos ECLIPSE. Otra característica que posee es la siguiente: Análisis de redes Para un análisis inte