Modelado de Flujo Ligeramente Compresible en Medio Poroso Homogéneo e Isotrópico

Abstract

Se presenta un modelo tridimensional el cual permite simular mediante un algoritmo computacional: flujo ligeramente compresible a través de medios porosos homogéneos e isotrópicos. Esto incluye un pozo productor, representado bajo tres escenarios: vertical ubicado por el frente, luego trasladado hacía las zonas centrales, incluso otro caso donde es inclinado; para así determinar a partir de estos planteamientos cuan alta debe ser la compresibilidad antes de que algunos supuestos como: gradientes de presión pequeños, viscosidad constante lleguen a ser inexactos. Principalmente fueron ingresados valores relacionados a: propiedades de roca y fluido, datos pozo, condiciones iniciales, así como aquellos requeridos para discretizar dicho modelo. Una vez insertados estos parámetros de entrada, la simulación es ejecutada, considerando el método de Newton-Raphson junto con otra técnica referente a diferenciación automática. Estas herramientas ayudaron a resolver la ecuación del flujo ligeramente compresible, respecto a cada uno de los tres casos planteados, considerando primero viscosidad constante y seguidamente variable, para así comparar los resultados en forma gráfica y numérica. Estos mostraron que cuando hay viscosidad variable, el comportamiento de la presión, no viene afectado considerablemente, pero si el del caudal o gasto de producción; adicionalmente el régimen mostrado tiene características relacionadas al caso semi-estable, donde los valores decaen linealmente. En cuanto a los gradientes se observó que el valor más alto de compresibilidad, antes de que las suposiciones sean erróneas, es influenciado por factores como la ubicación, orientación e índice del pozo.