1) ¿Qué es Simulación Númerica de Yacimientos? R= Es una disciplina derivada de la Ingenieria de Yacimientos, en la cual, se conjuntan todas las Ingenierias de Ciencias de la Tierra, con el objetivo de dar una interpretación con la mayor exactitud ingenieril de lo que sucede dentro de un yacimiento. Se busca, representar al yacimiento en superficie, con todos los fenómenos posibles que le pueden llegar a suceder, y de esta manera, estudiar los distintos comportamientos que se pueden presentar ante tales circunstancias. Para de esta manera, elegir la opción mas fáctible, de explotación del yacimiento. De igual manera, la simulación se utiliza, para prevenir todo tipo de problemas que se pueden presentar durante la explotación de un yacimiento. 2) ¿Por qué Simulación Númerica de Yacimientos?

R= Por que es la unica manera de representar cuantitativamente los fenómenos de flujo de fluídos a tráves de medios porosos hetereogeneos, que ocurren dentro de los diferentes yacimientos. Y de esta manera, poder establecer una predicción a todo tipo de problemas durante la explotación. 3) ¿Durante los años 80’s los desarrollos en Simulación Numerica de Yacimientos, que permitieron modelar?

R= durante los años 80’s se permitio modelar pozos direccionales, asi como hacer un modelo de los yacimientos naturalmente fracturados. De la misma forma, se implemento el uso de la geoestadistica para poder predecir el comportamiento del pozo. Las mallas alcanzaban las 33,000 celdas.

3.- ¿Cuál es la diferencia principal entre Balance de Materia y Simulación Numérica de Yacimientos?.- Es el considerar al yacimiento como un solo bloque o como un sistema de bloques interconectados, respectivamente. Sin embargo, los principios usados en el balance de materia son igualmente aplicables a la Simulación Numérica de Yacimientos.

4.- Cuales son los seis "parámetros de selección”?, para explicar las características de los diferentes tipos de modelos que existen y los trabajos de simulación que pueden realizarse. Tipo de yacimiento. Nivel de simulación. Tipo de simulación. Tipo de flujo en el yacimiento. Número de dimensiones. Geometría. 7.- Que es el número capilar? Y para que se usa? Es la relación de fuerzas viscosas y capilares, se usa para determinar el grado de recuperación de aceite que logrará un sistema de desplazamiento dado.

9.- Escriba la ley de Darcy original, sus unidades, el significado de cada variable y que suposiciones están implícitas. q=-kA/μ dp/dx k es la permeabilidad absoluta de la roca en la dirección del flujo, A es el área transversal de flujo μ es la viscosidad del fluido p es la presión q es el gasto i. Flujo laminar ii. Fluido homogéneo (una sola fase) iii. Porosidad y permeabilidad constantes iv. Espesor uniforme v. La permeabilidad es independiente de p, T y localización vi. Se desprecia el fenómeno de resbalamiento (efecto de Klinkenberg) vii. No existen reacciones químicas entre el fluido y el medio poroso viii. Flujo permanente de un fluido incompresible ix. El fluido satura al 100% el medio poroso.

10.- Grafique gasto vs tiempo (q vs t) Gasto total qt, gasto de almacenamiento qwb y gasto de cara de arena o del yacimiento qsf. y explique el fenómeno.

12.- ¿Por qué se debe escalar del modelo estático al de simulación y que procedimiento ejecutaría?.- Se escala porque el modelo estático contiene millones de celdas, así los tiempos de cómputo son excesivos y las mejores propuestas no se darían en forma oportuna. Es necesario reducir o escalar a un menor número de celdas sin perder las principales características petrofísicas y estructurales del modelo estático con el objeto de obtener respuestas en cortos tiempos para la mejor explotación de los yacimientos. 13.- Mencione y describa los beneficios que se obtienen al usar la Simulación Numérica de Yacimientos para planear la explotación de un yacimiento de hidrocarburos según Chrichlow, H.B., (1977). Beneficio Económicos.- se obtiene con el uso de la administración de yacimientos disminuyendo, el flujo negativo de efectivo y por supuesto incrementando la recuperación final de hidrocarburos. La administración de yacimientos es el método que busca maximizar el valor de un activo petrolero. La Simulación Numérica de Yacimientos es una herramienta importante para alcanzar este objetivo. Con la Simulación Numérica de yacimientos es posible obtener pronósticos; es decir, es posible simular el comportamiento del yacimiento bajo un gran número de esquemas de producción. Al hacer esto, es posible seleccionar la mejor alternativa de producción, considerando la mayor ganancia para el activo. Beneficios Técnicos.- La labor del Ingeniero de diseño se aligera y se sustenta considerablemente. El monitoreo se facilita porque se anticipa el comportamiento del yacimiento. A medida que se obtiene información nueva, se puede actualizar el modelo de simulación para modelar el yacimiento lo más realmente posible. La comunicación entre el personal que conforma el equipo de trabajo se mejora notablemente.19.- Indique los pasos que se siguen en un estudio de Simulación Numérica de Yacimientos. a.- Definición del Modelo Geológico. Distribución de las propiedades de la roca y la geometría de la estructura del yacimiento. En esta información entra el establecer los límites del yacimiento, características de la formación productora, fallas, discontinuidades, características del acuífero (si existe), etc. b.- Especificación de las Propiedades Termodinámicas de los Fluidos. Distribución de las propiedades de los fluidos contenidos en el yacimiento como son: factores de volumen, relación de solubilidad, viscosidades, compresibilidades, presión de burbujeo, etc. c.- Selección de la Malla de Simulación. Considerar la geometría del yacimiento para elegir la malla acorde a la forma del yacimiento. d.- Inicialización. Asignar las propiedades estáticas y dinámicas necesarias a las celdas numéricas en las que se dividió el yacimiento. Así como también saturaciones y presiones iniciales. e.- Ajuste de Historia. Reproducir la historia de presión-producción del yacimiento hasta el tiempo presente. Éste es un aspecto importante del modelo de simulación. El éxito del ajuste de la historia de producción repercutirá directamente en los escenarios de producción que se pronostiquen. f.- Predicción del Comportamiento del Yacimiento. Partiendo del modelo “ajustado” se realizan corridas con diferentes alternativas de producción incluyendo: pozos de relleno, sistemas artificiales de producción, proyectos de recuperación secundaria, recuperación mejorada.

4) Dibuje un diagrama de fases de hidrocarburos Presión vs Temperatura, y en ella indique lo siguiente: a) Yacimiento de Aceite Negro b) Yacimiento de Aceite Volatil c) Yacimiento de Gas y Condensado Retrogrado d) Yacimiento de Gas Humedo e) Yacimiento de Gas Seco f) Curvas de cálidad g) Punto crítico h) Zona de Condensación Retrograda i) Curva de rocío cricondebara j) Cricondeterma

5) Dibujar en una gráfica cartesiana de distancia vs presión. El cambio de presión cualitativo, que sufre una gota de aceite, desde el radio de drene, hasta el separador. Suponga que: Re= 1,000m. Rw= 0.10m. Profundidad del yacimiento= 1,000m. Distancia del pozo al separador= 1,000.00m. Pi= 100 kg/cm2. Pb= 50 kg/cm2. Ty= 80°c Además considere: a) Fluyente. b) La existencia de un sistema de bombeo neumático a 500.00 m. dibuje con línea continua. c) La existencia de un sistema de bombeo mecánico a 500.00 m. dibuje con línea punteada.

6) Defina Bo, Rs, μo, Co, Bg, Cg, Pb; y gráfiquelos Vs presión, desde Pi, hasta P.sep. Donde Pi es mayor que Pb. R=

I. FACTOR VOLUMETRICO DEL ACEITE (Bo): Es el volumen de aceite en el yacimiento requerido para llevar un barril de aceite a la superficie.

RELACIÓN DE SOLUBILIDAD (Rs): Cantidad de gas (medido en pies cúbicos normales, PCN), que se disuelven en un barril de petróleo, medido a condiciones de yacimiento. Depende de: la presión, la temperatura, la composición del gas y del petróleo, asi como del tipo de liberación de gas que se presenta.

Esta relación viene dada por los pies cúbicos normales de gas en solución en un barril normal de crudo a determinadas condiciones de P y T.

COPRENSIBILIDAD DEL ACEITE (Co): A presiones arriba del punto de burbuja el coeficiente de compresibilidad isotérmica del aceite es definido exactamente como coeficiente de comprensibilidad isotérmica del gas. A presión por debajo del punto de burbuja un término adicional debe ser agregado para tener en cuenta el volumen de gas que se desprende. Como con los gases el coeficiente de comprensibilidad isotérmica del aceite usualmente es llamada comprensibilidad o en este caso comprensibilidad del aceite.

COPRENSIBILIDAD ISOTÉRMICA DEL GAS (Cg): Es definido como el cambio fraccional de volumen, cuando la presión es cambia a temperatura constante;

PUNTO DE BURBUJA (Pb): La presión del punto de burbuja, es la presión a la cual se forma la primera burbuja de gas en el líquido.

FACTOR VOLUMETRICO DE FORMACIÓN TOTAL (Bt): Se define como el volumen de barriles que ocupa un barril normal de petróleo junto con su volumen inicial de gas disuelto a cualquier P y T.

VISCOSIDAD DEL ACEITE (μo) Se considera como la resistencia que presenta un fluido al momento de fluir (ser desplazado de una posición, debido a la aplicación de una fuerza). La viscosidad aparece como un coeficiente en cualquier ecuación que describe el flujo de fluidos. La viscosidad del aceite usualmente tiene unidades de centipoise. La viscosidad como otras propiedades de los fluidos son afectadas por la temperatura y la presión. Un incremento en la temperatura causa una disminución en la viscosidad. Una disminución en la presión causa una disminución en la viscosidad, ya que el único efecto de la presión es comprimir el líquido. Una disminución en la cantidad de gas en solución en el líquido causa un incremento en la viscosidad y la cantidad de gas en solución es una función directa de presión. La viscosidad de un líquido está relacionado con el tipo y tamaño de las moléculas que componen el líquido.

7) Usando el caso más simple de la ecuación de flujo, ejemplo flujo lineal-horizontal de una sola fase, con propiedades de la roca y fluidos constantes, escriba en diferencias finitas, la aproximación en diferencias progresivas en tiempo. Use la formulación explicita. R=

2) Funciones de saturación. Dibuje de forma cualitativa las curvas de permeabilidad relativa: a) kro y krw vs. Sw; b) krg y kro vs. So; y c) Pc vs. Sw. Indique lo siguiente: i. Zonas donde fluye solo aceite i. Zona donde fluyen aceite y agua ii. Zona donde fluye solo agua iii. Zona donde fluye solo gas iv. Zona donde fluyen aceite y gas v. Swi, Sor y Sgc vi. Y presión de umbral

3) Describa que es: a) flujo transitorio (unsteady state flow); b) flujo pseudoestacionario (pseudosteady state flow); c) flujo estacionario. R= a) Flujo transitorio (flujo esferico): se comporta como un yacimiento infinito (cambio de presión no cte), con respecto al tiempo es diferente de cero.

𝒅𝒑𝒅𝒕)=f(x,t) ≠0 La condición en la frontera para flujo transitorio es Q=0 P=pi y en el pozo Q=variable, Pwf=cte. (esto se puede presentar en sistemas artificiales). b) Flujo Pseudo-Estacionario (radial): se da, cuando la onda de presión ya toco la frontera del yacimiento. La condición de la frontera en este tipo de flujo es Q= 0, Pi se encuentra en cambio con la variación del tiempo.

c) Flujo Estacionario (lineal): cuando la frontera abastece la energía del flujo (ya sea un acuíferoCcampo poza rica-karpa), o algun tipo de casquete de gas). De igual manera, se presenta el flujo estacionario, cuando se aplica un proceso de recuperación secundaria, ya sea de inyección de agua o gas no miscible, para mantener la presión cte. En la frontera del yacimiento.

Las condiciones de frontera en el flujo estacionario son: Q=cte. P=Pi. *el radio de drene se incrementa con el tiempo.

5) Dada la clasificación general de los simuladores, realice una tabla de clasificación de: A) Tipo de yacimiento, B) nivel de simulación, C) Tipo de simulación, D) Tipo de flujo en el yacimiento, E) Número de dimensiones; y f) Geometría.