Simulación numérica del flujo de fluidos bifásico mediante el modelo de aceite negro modificado para yacimientos naturalmente fracturados

Abstract

El siguiente trabajo presenta el modelo matemático y numérico para simular el flujo de fluidos en un medio poroso naturalmente fracturado, a través del modelo de aceite negro modificado (Galindo Nava, 1998). Siendo así una simulación de tipo pseudocomposicional, sugerida para yacimientos que presentan variación en su composición durante su vida productiva, como pueden ser los yacimientos de tipo gas y condensado, considerando que las fases de aceite y gas en el yacimiento están formadas por dos pseudocomponentes de hidrocarburo (aceite y gas) (Spivak & Dixon, 1973) y (Coats K. H., 1985). Así mismo, se presenta un caso de estudio, el cual, emplea el modelo de aceite negro modificado para un yacimiento naturalmente fracturado, bifásico (aceite y gas), tridimensional, con efectos de fracturamiento hidráulico, y que contempla un pozo horizontal a lo largo de la dirección “x”, desarrollado y codificado originalmente por (López Jiménez, 2017) en el lenguaje de programación Fortran 90, y que en este trabajo se decidió migrar al lenguaje de programación Python 3.8.