Influencia del modelo de pozo en la simulación numérica de reservorios
Series: V. Heins, Andrea ; Publication details: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas, IAPG Description: 17 pDDC classification:- CD I116 6
| Current library | Call number | Status | Barcode | |
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| Colección Digital IAPG | CD I116 6 (Browse shelf(Opens below)) | Not for loan | 200010472 |
En los simuladores numéricos de reservorios, los pozos se tratan como sumideros puntuales. El BOAST (Black-Oil Applied Simulation Tool) modela el pozo aplicando una integración aproximada de la ecuación de Darcy. Este modelo tiene un parámetro ajustable: PID (índice de productividad diferencial), que se calcula: (1) mediante la aproximación teórica de Peaceman, (2) con un ensayo IPR y (3) ajustando mediciones de producción. En este trabajo se comparan los resultados de BOAST con un simulador de pozo propio que no depende de un parámetro ajustable. De la comparación, se concluye que el mejor modo de calcular PID es ajustando mediciones de producción. Para pozos nuevos, se podrían utilizar los datos de un ensayo IPR. Si éste no estuviera disponible, hay que recurrir a la aproximación teórica de Peaceman. Hemos encontrado que dicha aproximación sobrepredice PID y, en consecuencia, el caudal de producción. Por eso, proponemos dos nuevas aproximaciones que acercan los resultados teóricos a los reales. Además, cualquiera sea el método utilizado para calcular PID, las predicciones serán mejores cuanto más cercana sea la presión dinámica de fondo a la presión media del reservorio en el área de drenaje del pozo.
