¿CÓMO FUNCIONA UN SIMULADOR?
Los primeros simuladores fueron modelos físicos, como una caja de arena con paredes de vidrio para poder ver cómo se mueven los fluidos. Estos simuladores datan de los años 30 y en la actualidad, algunas cosas no han cambiado. Los simuladores de la actualidad resuelven las mismas ecuaciones estudiadas años atrás (balance de masas y Ley de Darcy). No obstante, los simuladores actuales representan el yacimiento como una serie de bloques interconectados y el flujo a través de estos es resuelto mediante métodos numéricos.
La función principal de un simulador es ayudar a los ingenieros a entender el comportamiento de la presión y la producción y de este modo predecir las tasas en cada pozo como función del tiempo. Para estimar las reservas, hace falta construir un modelo virtual del yacimiento. Este modelo, denominado modelo estático, es realizado conjuntamente por geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de yacimiento.
La función principal de un simulador es ayudar a los ingenieros a entender el comportamiento de la presión y la producción y de este modo predecir las tasas en cada pozo como función del tiempo. Para estimar las reservas, hace falta construir un modelo virtual del yacimiento. Este modelo, denominado modelo estático, es realizado conjuntamente por geólogos, geofísicos, petrofísicos e ingenieros de yacimiento.
Una vez dado el modelo estático, el simulador es capaz de calcular los flujos a través de todo el yacimiento. Los principios que rigen la simulación de yacimientos son relativamente simples. En primer lugar, las ecuaciones de flujo son expresadas en forma parcial diferencial. Estas encuaciones las obtienen como unas combinaciones de ecuaciones de flujo, de continuidad y de estado. Mientras a ecuación de continuidad expresa la conservación de la masa, para muchos yacimientos la ecuación que rige el flujo de fluidos es la ecuación de Darcy, sin embargo ésta puede ser modificada para flujos turbulentos. La ecuación de estado describe la relación presión-volumen o presión-densidad para los fluidos presentes. Para cada momento, estas tres ecuaciones son combinadas en una única ecuación diferencial parcial. El segundo paso es escribir estas ecuaciones en forma de diferencias finitas, es decir, en que el yacimiento es visto como una sucesión de bloques y la producción es dividia en espacios de tiempo. En términos matemáticos, se trata de discretizar el problema en tiempo y en espacio.
En artículos anteriores, se comentó acerca de ECLIPSE, uno de los tantos simuladores que sigue el procedimiento descrito. Por lo general, cualquier simulador puede ser ubicado en dos categorías principales. La primera de ellas corresponde a los simuladores trifásicos black-oil para yacimientos que contienen agua, gas y petróleo. La segunda categoría comprende a los simuladores composicionales y térmicos para los yacimientos que requieren una visión más detallada de la composición de los fluidos. Un simulador composicional es capaz de proveer las cantidades y propiedades de hexanos, butanos, bencenos y muchos otros componentes de los hidrocarburos y debe ser utilizado cuando se toma en cuenta el cambio en la composición de los fluidos. Un simulador térmico notará si un cambio de temperatura modifica en gran medida la composición de los fluidos. Este tipo de información es útil para inyección de vapor o inyección de agua en yacimientos profundos que poseen altas temperaturas.
Todos los simuladores ven el yacimiento como un gran conjunto de celdas. Cada celda corresponde a un volumen del yacimiento y contiene información de las propiedades de la roca y los fluidos característicos de ese yacimiento. El simulador resuelve las ecuaciones correspondientes para cada una de estas celdas tomando en cuenta sus valores de permeabilidad, porosidad, viscosidad, densidad, etc.
Diseñar el conjunto de celdas que representen el yacimiento es una tarea larga y díficil y se hace mediante otros softwares especiales que integran datos geológicos, sísmicos y petrofísicos. Tradicionalmente las celdas o bloques eran en forma de paralelepípedos; no obstante, esta figura no representaba completamente todas las formas que podía asumir un yacimiento. Por esta razón en 1983 se introdujo la geometría corner-point en la que las esquinas del bloque no son precisamente ortogonales. De esta manera se podían modelas fallas estratigráficas, pinch outs y muchas otras estructuras geológicas. Actualmente la teconología LGR (Local Grid Refinement) permite modelar de manera todavía más precisa el yacimiento mediente la implementación de pequeñas celdas radiales alrededor de los pozos.
En artículos anteriores, se comentó acerca de ECLIPSE, uno de los tantos simuladores que sigue el procedimiento descrito. Por lo general, cualquier simulador puede ser ubicado en dos categorías principales. La primera de ellas corresponde a los simuladores trifásicos black-oil para yacimientos que contienen agua, gas y petróleo. La segunda categoría comprende a los simuladores composicionales y térmicos para los yacimientos que requieren una visión más detallada de la composición de los fluidos. Un simulador composicional es capaz de proveer las cantidades y propiedades de hexanos, butanos, bencenos y muchos otros componentes de los hidrocarburos y debe ser utilizado cuando se toma en cuenta el cambio en la composición de los fluidos. Un simulador térmico notará si un cambio de temperatura modifica en gran medida la composición de los fluidos. Este tipo de información es útil para inyección de vapor o inyección de agua en yacimientos profundos que poseen altas temperaturas.
Todos los simuladores ven el yacimiento como un gran conjunto de celdas. Cada celda corresponde a un volumen del yacimiento y contiene información de las propiedades de la roca y los fluidos característicos de ese yacimiento. El simulador resuelve las ecuaciones correspondientes para cada una de estas celdas tomando en cuenta sus valores de permeabilidad, porosidad, viscosidad, densidad, etc.
Diseñar el conjunto de celdas que representen el yacimiento es una tarea larga y díficil y se hace mediante otros softwares especiales que integran datos geológicos, sísmicos y petrofísicos. Tradicionalmente las celdas o bloques eran en forma de paralelepípedos; no obstante, esta figura no representaba completamente todas las formas que podía asumir un yacimiento. Por esta razón en 1983 se introdujo la geometría corner-point en la que las esquinas del bloque no son precisamente ortogonales. De esta manera se podían modelas fallas estratigráficas, pinch outs y muchas otras estructuras geológicas. Actualmente la teconología LGR (Local Grid Refinement) permite modelar de manera todavía más precisa el yacimiento mediente la implementación de pequeñas celdas radiales alrededor de los pozos.
Una vez que el yacimiento ha sido modelado, el próximo paso es asignar las pro
piedades de las rocas y los fluidos al modelo. Esto se hace mediante la interpolación de información que se haya obtenido a través de registros y modelos geológicos. Este procedimiento conlleva en muchos casos a incertidumbres y errores ya que es complicado conocer un valor específico de una propiedad en cada una de las celdas tomando en cuenta los valores arrojados por unos cuantos pozos. No obstante, en la actualidad la aplicación de la estadística a la geología, la geoestadística, ayuda en gran medida a obtener un modelo bastante aproximado a la realidad.
De esta forma el ingeniero puede ubicar distintos pozos, variar sus parámetros y propiedades y observar como éstos modifican la producción del yacimiento. Los cálculos matemáticos son realizados en su totalidad por la computadora que en muchas ocasiones necesita horas e incluso días para completar todos los cálculos.
Tomado de:
Simulation throughout the life of a Reservoir. Oilfield Review. Slb. 1996
UN SIMULADOR PARA CADA YACIMIENTO
Los yacimientos y los fluidos difieren mucho entre sí en cuanto a características físicas, comportamiento de flujo,reacciones ante cambios de presiones, temperaturas y profundidades. Todo esto y muchos otros factores deben tomarse en cuenta a la hora de simular. Es por ello que existen en el mercado una diversidad de marcas y tipos de simuladores a disposición de los ingenieros de petróleo. Estos simuladores suministran información de gran utilidad a la hora de caracterizar los yacimientos y obtener esa valiosa información que se necesita para decidir el mejor método de producción. Indudablemente, el éxito de las simulaciones y la confiabilidad de los datos obtenidos depende del trabajo humano detrás del simulador. Es por esta razón que la primera decisión que debe tomar un ingeniero es el tipo de simulador que va a emplear.
Una de las marcas comerciales existentes es Eclipse, este software posee una gama de diferentes simuladores para elegir.
El Simulador Composicional involucra en su configuración el uso de una ecuación de estado. De esta manera se toma en cuenta el comportamiento de las fases de los fluidos o los cambios en su composición debido a la presión. Con este tipo de simulador se pueden describir fluidos complejos como condensados y fluidos volátiles o procesos tales como programas de inyección de gas y estudios de recuperación secundaria, yacimientos delgados (de poco espesor) en los cuales se presenten gradientes en la composición debido a la gravedad, yacimientos con fluidos cercanos al punto de burbuja entre otros.
A pesar de que este simulador es muy completo y arroja resultados satisfactorios en una mayoría de los casos, hay yacimientos en los que utilizar otros simuladores es lo más adecuado.
Una razón para utilizar un simulador distinto al composicional se evidencia cuando el fluido sufre cambios importantes en su temperatura lo que causa una modificación tanto en su viscosidad como en su densidad. Esto altera significativamente el comportamiento de los fluidos y debe ser tomado en cuenta en la simulación. Por lo tanto la elección debería ser un Simulador Térmico. Éste incorpora a los simuladores composicionales ecuaciones de energía y es especialmente útil para procesos de recuperación térmica o inyección de vapor.
Por otro lado, yacimientos con fluidos como gas seco o petróleo de baja volatilidad, no requieren de programas tan complejos. Para ellos se encuentra disponible el Simulador Blackoil que no registra las variaciones en la composición de los fluidos. Razón por la cual, es la decisión correcta cuando estamos en presencia de hidrocarburos en los que dichos cambios son despreciables.
Fuentes consultadas:
• ECLIPSE Reservoir Engineering Software:http://www.slb.com/content/services/software/reseng/index.asp
• ECLIPSE Reservoir Engineering Software:http://www.slb.com/content/services/software/reseng/index.asp
• Imagen tomada de: http://www.pe.utexas.edu/~waleed/eclipse.jpg
