El presente trabajo abordó el desarrollo de un simulador multipropósito no-lineal en tres dimensiones para flujo monofásico de aceite, gas, agua o vapor. l
El objetivo del trabajo fue presentar una nueva herramienta de simulación de flujo en medios porosos, de una sola porosidad; que permita el estudio del flujo monofásico de aceite, agua, gas o vapor, para analizar distintos problemas del área de ingeniería de yacimientos.
La herramienta se basó en algoritmos de diferencias finitas para una solución numérica a un modelo multipropósito de flujo monofásico de fluidos en medios porosos. Para cualquier fluido, las soluciones se utilizaron en términos de la pseudo-presión, para considerar cambios en las propiedades de los fluidos de manera más eficiente.
Los esquemas contemplados fueron: lineal implícito y semi-implícito, y no-lineal, siendo este último el más representativo de las condiciones de flujo reales en el yacimiento. Además se indicó la descripción y el funcionamiento del programa, así como las consideraciones y restricciones para cada fluido.
Para la validación del modelo y los esquemas de solución se utilizaron soluciones analíticas y casos de estudio; mismos que se utilizaron para diferentes fluidos y esquemas de explotación, siendo las comparaciones entre los resultados obtenidos satisfactorias.
Este trabajo sirvió como base para el desarrollo de futuros complementos en el área de ingeniería de yacimientos u optimización de procesos computacionales. Como el flujo multifásico en el yacimiento, incorporación de formulaciones composicionales, procesos de inyección o el manejo de diferentes aspectos numéricos contemplados.
Te puede interesar: Inyección de gas en yacimiento GYCX
El modelo propuesto puede usarse en términos tanto de presión como de pseudo-presión; lo que implica una ventaja en el análisis del comportamiento de estas variables según el fluido de interés.
La estabilidad del modelo, en los esquemas semi-implícito y no lineal, dependerá de la correcta inicialización del problema; además de la adecuada selección de correlaciones que representen un comportamiento acertado de las propiedades del yacimiento.
Los ingenieros Omar Arana Hernández; Rubén Figueroa Hernández y Héctor Gallardo Ferrera presentaron el trabajo en la reciente edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP)
