Simulacion de yacimientos

PERMEABILIDAD
FGOR
En la grafica se puede observar el comportamiento de la relación gas petróleo con respecto al tiempo, para cada uno de los casos simulados. Se puede notar que la propiedad presenta un incremento al aumentar la permeabilidad en la dirección y, esto ocurre debido a que la eficiencia de barrido areal es mayor en caso de que aumenten las permeabilidades de la formación en lasdirecciones X y Y. Al existir tal aumento en la eficiencia quiere decir que mayor cantidad de fluido se podrá desplazar desde la formación hasta el pozo; pues existe mayor número de poros interconectados, facilitando así la producción de los fluidos contenidos en el medio poroso. Al incrementar la tasa de gas, hay un aumento en la relación gas petróleo debido a que ambas son directamenteproporcionales. En el caso de la disminución y el caso base, es notable que ambas alcanzan un valor de cero, la diferencia entre las mismas radica en que para el caso de disminución de la permeabilidad en Y, la relación gas petróleo tiene valor cero para un tiempo promedio de 3428 días, lo que implica que para esa fecha ha cesado la producción de gas. Sin embargo, al estudiar el comportamiento del yacimientocon las permeabilidades del caso base, también ocurre una disminución de la GOR la cual en un tiempo aproximado de 3539 días, disminuye de 1.4763 MSCF/STB a 0 MSCF/STB.
FGPR
El grafico refleja la tasa de producción de gas en comparación con el tiempo para cada uno de los casos estudiados (base, aumento y disminución). En el mismo se puede notar que el caudal de gas al inicio de la vidaproductiva del yacimiento, es prácticamente igual para el caso base, aumento y disminución de Ky; este comportamiento se repite para un intervalo de tiempo comprendido entre los 2480 y 3000 días aproximadamente. Sin embargo en el resto de la grafica se observa diferencias en las tasas obtenidas, por ejemplo para el caso de aumento de la permeabilidad en Y, ocurre un incremento en los volúmenes de gasobtenidos por días, esto es avalado teóricamente; pues al aumentar el flujo de fluidos a través de los poros interconectados, existe mayor producción de los fluidos contenidos en el medio poroso; así mismo el incremento en de la permeabilidad en la dirección Y, implica un mejor barrido areal por lo que mayores volúmenes de hidrocarburos se desplazan horizontalmente desde el reservorio hasta la caradel pozo. Con respecto a la disminución de la permeabilidad, se observa que la producción de gas decae con respecto al caso base, pues hay una restricción de flujo que impide que los fluidos puedan desplazarse a través del medio poroso y así llegar al pozo. Es importante notar que tanto para el caso base como para la disminución de la permeabilidad la tasa de producción diaria de gas presenta undisminución en sus valores hasta llegar a 0 MSCF/DAY; en el caso base esta rata de producción se alcanza a los 3539 días, mientras que para la disminución se logra a los 3428 días.
FGPT
En el grafico anterior se puede observar que desde el inicio de la producción hasta un tiempo aproximado de 2100 días la producción acumulada de gas es igual para el caso base y el aumento y disminución de lapermeabilidad en la dirección Y, lo que hace pensar que para ambos casos los trabajos realizados no afectaron notablemente la producción en ese intervalo. Sin embargo a partir de los 2100 días se observa una declinación en la curva de producción del caso donde la permeabilidad de la formación se disminuyo en un cincuenta y seis por ciento, debido a que hay una restricción de flujo, lo que impide que losfluidos puedan producirse. Cabe destacar que las variaciones con respecto al caso base no son muy grande, pues para el caso base se obtiene una producción acumulada de gas de 1.96834x108 MSCF, mientras que para la disminución de la Ky se obtienen 1.89446 x108 MSCF. Así mismo se observa que para el caso del aumento de la permeabilidad, el comportamiento es prácticamente igual al caso base, por...