Ejercicio 52A

SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO

Universidad Autónoma Gabriel Rene Moreno

“TRABAJO PRACTICO DE SIMULACION DE RESERVORIOS

EN EL PROGRAMA BOAST 98”

INTRODUCCION:El siguiente trabajo a realizar, tienen la finalidad de comprender la aplicación del

programa de simulación de reservorio BOAST, el cual nos dará una visión de la

interpretación de los datos que nos brinda dicho programa. Boast será utilizado

para cada tipo de ejercicio dado (52A – 52B - 54) los cuales se realizaran cambios

en sus propiedades para poder observar las diferentes variaciones en las

presiones y caudales, dicho esto es necesario realizar un marco teórico sobre la

definición de algunas propiedades de los reservorios, las cuales son muy

importantes para poder interpretar de manera correcta.

MARCO TEORICO:En este trabajo se podrá definir algunas de las propiedades las cuales juegan un

papel muy importante en la interpretación de los datos que nos brinda el BOAST.

SIMULACION DE RESERVORIOS:La simulación de reservorios combina física, matemáticas, ingeniería de

yacimientos y la programación de computadoras para desarrollar herramientas

que permitan predecir el comportamiento de los hidrocarburos bajo diferentes

condiciones de operación y de esta forma tomar las mejores decisiones en el

desarrollo y administración de un campo petrolero.

1 Estudiante: Román Arias José Deybi

Registro: 207025673



RECUPERACION PRIMARIA:Las operaciones de recuperación de petróleo han sido tradicionalmente

subdivididas en tres etapas: primaria, secundaria y terciaria. Históricamente, estas

etapas describen la producción de un yacimiento como una secuencia cronológica.

La etapa primaria, de producción inicial, resulta del desplazamiento por la energía

natural existente en el yacimiento.

RECUPERACION 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 en la capa

de gas para mantener la presión y expandirla, o dentro de la columna de petróleo

en los pozos para el desplazamiento inmiscible del petróleo, de acuerdo con las

condiciones de permeabilidad relativa y barrido volumétrico.

INYECCION DE AGUA:En un yacimiento sometido a un proceso de producción primario, se utiliza

fundamentalmente la energía natural del yacimiento. Durante este proceso el

petróleo se encuentra bajo presión dentro de los poros de las rocas que Forman el

yacimiento. Por ello, cuando se perfora un pozo, el petróleo se expande hacia la

zona de menor presión. El petróleo (“blackoil”) contiene una cantidad significativa

de gas natural en disolución. Cuando el petróleo pasa a la zona de baja presión

del pozo, por debajo de “la presión de burbuja”2, el gas deja de estar disuelto y

empieza a expandirse empujando al petróleo a la zona de menor presión.

Estos sistemas complementarios son conocidos como procesos de recuperación

mejorada de petróleo y pretenden aumentar la recuperación de crudo

suministrando energía al yacimiento. Con estos métodos se aumenta el factor de

recobro del yacimiento. Uno de los métodos de recuperación mejorada más

aplicados es la inyección de agua. Por ello, el problema físico considerado en este

trabajo es un proceso de recuperación mejorada por inyección de agua, donde el

agua desplaza el petróleo manteniendo la presión en el yacimiento más o menos


Registro: 207025673



constante. En esta técnica de recuperación mejorada, el agua inyectada va desde

los pozos de inyección hacia los pozos de extracción desplazando el petróleo

hacia los pozos de producción. En este trabajo el flujo de petróleo y agua es

modelado como flujo incompresible bifásico a través de medio poroso,

despreciando la presencia de gas por no disponer de simuladores de flujo

compresible para realizar las simulaciones.

INYECCION DE GAS:La inyección de gas natural fue el primer método sugerido para mejorar el recobro

de petróleo y se usó inicialmente a comienzos del año 1900, con fines de

mantenimiento de presión. Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones

que fueron calificadas como proyectos de recuperación secundaria, ya que el gas

inyectado, además de aumentar la energía del yacimiento, debía desplazar el

petróleo y generalmente, al final de los proyectos de inyección de gas se lograba

un recobro adicional de petróleo desinflando aceleradamente la presión del

yacimiento.


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POROSIDAD:La recuperación total de petróleo de un yacimiento es una función directa de la

porosidad, ay que ella determina la cantidad de petróleo presente para cualquier

porcentaje de saturación de petróleo dado. Como el contenido de este fluido en

una roca de yacimiento varía desde 775,8 hasta 1551,6 Bbls/Acre-pie para

porosidad desde 10 y 20% respectivamente, es importante tener buena

confiabilidad en estos datos.

PERMEABILIDAD:La magnitud de la permeabilidad de un yacimiento 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. Por lo tanto en la determinación

de la factibilidad de inyección aconsejable, tomando en cuenta la profundidad del

yacimiento y la relación entre tasa y espaciamiento a partir de datos de presión-

permeabilidad.

PRESION DE BURBUJA (Pb):Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a

liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento

tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se

determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas, γ g, la

gravedad específica del petróleo, γ o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo, Rs.

FACTOR VOLUMETRICO DE PETROLEO (ßo):Se denota por Bo o ßo. Se define como el volumen de petróleo (más su gas en

solución) en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleo medido a

condiciones de superficie. Por ejemplo, ßo = 1.5 B/BF significa que para tener un

barril de petróleo en superficie (Barril Fiscal, BF) se requiere 1.5 barriles de

petróleo en el yacimiento. Lógicamente, el valor de ßo será mayor de la unidad

debido al gas que entra en solución. De otro modo, al pasar el petróleo de


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yacimiento a superficie sufre disminución en presión y temperatura y ocurre

liberación de gas presente en el líquido (petróleo). Este proceso conduce a una

merma del volumen de petróleo del yacimiento al pasar a superficie.

GAS EN SOLUCION (Rs):Se denota como Rs. También se le denomina solubilidad del gas en petróleo,

razón gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés GOR). Se define como

la cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se disuelven en un

barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie. Los factores que

afectan la solubilidad del gas en el petróleo, Rs, son:

Presión, al aumentar la presión, aumenta Rs

Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs

API, al aumentar la gravedad API, aumenta Rs


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Grafica N° 1



1.º.Ejercicio 1: Ejecutar el archivo “EXAMP52A.SIM”; con bloques de 21 x 21

x 1, el cual presenta un pozo productor, generando una depletacion natural.

ANALIZIS:

En el presente gráfico N°2, la presión va declinando al igual que el caudal, hasta

llegar a un valor aproximado de 4620psi, el cual representa la presión de burbujeo,

a partir de este momento la producción de gas aumenta debido a la movilidad que

presenta el gas.


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37003900410043004500470049005100530055000

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

Presion Vs Caudal

Q OIL (BPD) Q GAS (MPCD)PRESIÓN (PSIA)

CAUD

AL (B

PD)

Pb

Pozo Producto

r

Grafica N° 2

Grafica N° 3



0 500 1000 1500 2000 25003500

4000

4500

5000

5500

Presion Vs Recuperacion

REC. OIL (MBBL) REC. GAS (MMPC) RECUPERACIÓN (MBBL)

PRES

IÓN

(PSI

A)

En la Grafica 2, la recuperación aumenta con una ligera tendencia, no así hasta

que se alcanza la presión de burbuja y este incrementa la recuperación del gas en

el pozo debido a la movilidad que presenta el gas.

0 200 400 600 800 1000 12000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

Presion-Caudal Vs Tiempo

PRESIÓN (PSIA) Q OIL (BPD) Q GAS (MPCD)TIEMPO (DÍAS)

En el ejercicio 52 A Grafico N° 3 se puede observar que una vez alcanzado la

presión de burbuja, la producción del gas incrementa en relación a la producción

de petróleo se puede observar que es mayor a la del petróleo.


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Pb



Grafico N° 4

0 1000 2000 3000 4000 50000

200

400

600

800

1000

1200

1400

Presion Vs Rs

Rs

Presion (psia)

Rs (s

cf/s

tb)

0 1000 2000 3000 4000 50001

1.11.21.31.41.51.61.71.81.9

2 Presion Vs ßo

ßo

Presion psia

ßo (B

BL/B

F)

Grafica N ° 5


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Ejercicio 52A

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