Modelos de Simulación

Hay cinco áreas críticas en el proceso del modelado de yacimientos profundos. Estas áreas son modelos geológicas y geofísicos, caracterización de yacimientos, modelo del flujo de yacimiento, aseguraniento de las facilidades de flujo y análisis de riesgos e incertidumbres.Esto paper se centrará más en el modelado del flujo de yacimiento profundo con incertidumbres. Desafíos significativos produce los yacimientos profundos en las compañias de todo el mundo que exploran y que producen tales yacimientos debido a la altos costos de exploración, desarrollo, y de producción. El modelado apropiado de los yacimientos profundos provee a las compañías las herramientas para evaluar estos yacimientos y para cuantificar los riesgos asociados a su desarrollo. Este paper describe un proceso de modelado general que mejora la comprensión y el funcionamiento del yacimiento. Estos factores son extremadamente importantes en el ambiente de alto costo-alto riesgo, donde las decisiones incorrectas llevan

Introducción El modelo integrado superficie-subsuperficie tiene un impacto crítico en la optimización de las operaciones de producción y la mejora en la planificación del desarrollo del campo de los activos de la producción. La solución dinámica integrada del modelo del yacimiento a la superficie, facilita dicho modelo. Estas soluciones permiten a ingenieros simular panoramas típicos del desarrollo de campo, tales como pozos de desarrollo y reentradas del pozo durante la vida del campo, desarrollando y colocando un nuevo satélite de producción junto con las facilidades de producción y los cierres de pozos.En el pasado, la planeación del diseño y producción del campo se realizaban por separado.Una solución integrada supera estos problemas permitiendo al ingeniero utilizar un modelo de simulación apropiada para el yacimiento y el sistema de producción mientras que los mantiene acoplados en su interfaz. El acoplador entre un modelo del yacimiento y un modelo de red superficial puede ser:I

Introduccion La simulación de yacimiento de los puntos de burbuja variables tales como inyección de agua o de gas en yacimientos de aceite negro requiere a menudo la extrapolación de las características del fluido del yacimiento a presiones sobre la presión original del punto de burbuja. Proponemos un esquema para extrapolar la relacion gas-petróleo en solución, los factores volumetricos de formación, viscosidad y densidad del petróleo que preserva la relación correcta de estas características a la presión. El procedimiento se basa en la observación empírica en que la relación gas-petróleo en solución y el factor volumétrico de la formación sea linear y que la densidad y viscosidad del petróleo tienen una relación linear en la gama de presión de interés. Una ecuación de balance de materiales se utiliza para conectar las cantidades y las características de los fluídos en superficie, del factor volumétrico de formación del petróleo, y de la relación gas-petróleo en solución a la densidad

Este trabajo presenta un estudio de la eficacia de diversas técnicas disponibles para el escalamiento de la permeabilidad y la puesta en práctica de una nueva técnica para el escalamiento de las curvas relativas de la permeabilidad basadas en la solución numérica de un sistema bifásico y el mètodo Kyte y Berry. El modelo de escala considerado en este estudio es un depósito fluvial conceptual basado en el modelo Stanford V . La referencia de la escala isotrópica y distribución heterogénea de la permeabilidad tiene un escalamiento de diversos cocientes por medio de tecnicas analìticas(estàticas) y numèricas monofásicas (solucionador de presion y dinámicas). Simulaciones del flujo bifásico fueron realizados en la bloques finos y el modelo de escalamiento usando un simulador comercial de petròleo negro. Los promedios aritméticos, armónicos, y geométricos fueron definidos para el escalamiento estático de la distribución de la permeabilidad. El proceso de escalamiento dinámico con