SIMULACIÓN NUMÉRICA DE YACIMIENTOS. (Parte III)
DISEÑO DEL MODELO DE SIMULACIÓN.
SELECCIÓN DEL TIPO DE SIMULADOR.
Diferentes tipos de simulador son usados para representar los mecanismos relacionados a diferentes tipos de yacimientos. La selección básicamente depende de la naturaleza original de los fluidos del yacimiento y el mecanismo de empuje o recobro predominante. Dejando a un lado los modelos químicos, los cuales son rara vez usados, los tipos básicos de simulador son los tan llamados black-oil, composicional y térmicos. Sus características son brevemente descritas a continuación:
Modelos Black-Oil. Este tipo de modelo isotérmico aplica a yacimientos que contiene las fases inmiscibles de agua, petróleo y gas. El modelo black-oil trata a los hidrocarburos como si tuviesen dos componentes, petróleo y agua con una ley de solubilidad del gas en la fase líquida simple y dependiente de la presión. No se permiten variaciones de las composiciones de gas o petróleo en función de la presión o el tiempo. Estos modelos pueden ser usados para reproducir varios mecanismos del yacimiento, incluyendo empuje por gas disuelto, capa de gas e influjo, inyección de agua e inyección de gas inmiscible. Ellos pueden tratar con variaciones verticales de las propiedades PVT, mediante la definición de una relación de saturación y gradiente de presión. Ellos también pueden tratar con variaciones laterales del PVT, a través de la definición de zonas de equilibrio.
Modelos Composicionales. En un modelo composicional e isotérmico, las fases de hidrocarburos están representadas por N componentes, cuya interacción es una función de la presión y composición y es descrita por alguna ecuación de estado. El número de componentes N de hidrocarburos usualmente está relacionado al detalle deseado de los resultados pero es con frecuencia limitado por el tiempo de computacional práctico y está normalmente entre 3 y 7. Los modelos composicionales se utilizan en los casos en donde las composiciones y propiedades de la fase de hidrocarburos varían significativamente con la presión por debajo del punto de burbuja o el punto de rocío. Aplicaciones típicas de estos modelos son el agotamiento de yacimientos volátiles y gas condensado, además de proyectos de inyección cíclica de dióxido de carbono.
Modelos Térmicos. Cuando la temperatura varía en el yacimiento, se debe usar un modelo térmico. En un modelo de este tipo, los componentes usuales el agua (ya sea en líquido o vapor) e hidrocarburos volátiles y pesados como fases. Las propiedades de interacción roca-fluido son caracterizadas como funciones de presión y temperatura. Estos modelos son usados para simular inyecciones cíclicas de vapor, flujo de vapor continuo o procesos más complejos como la combustión in situ.
Un último tipo de modelo a ser mencionado es el modelo “dual media” (matriz fracturada), donde la roca yacimiento es considerada como compuesta por dos redes interconectadas, la fractura y la matriz, cada una caracterizada con sus respectivas propiedades. Estos modelos son ejecutados bajos ambas formulaciones de black-oil y composicional, usando diferentes configuraciones llamadas porosidad dual y permeabilidad dual, dependiendo de si o no el flujo en la matriz es permitido explícitamente. Estos modelos son aplicados típicamente en el estudio de yacimientos fracturados naturalmente.
Fuente:
Cosentino Luca, (2001). Integrated Reservoir Studies, Institut Francais Du Pétrole Publications, Editions TECHNIP.
