Introducción a la tecnología de simulación numérica
(1) Estado de la investigación
La simulación numérica de la migración subterránea de fluidos multifásicos y multicomponentes se basa en la conservación de la masa y la energía, estableciendo el movimiento de fluidos multifásicos y reflejando El modelo matemático de migración y difusión química de la Tierra establece una gran cantidad de ecuaciones lineales o no lineales de manera discreta, y luego usa computadoras para calcularlas y resolverlas, y luego muestra los resultados de la simulación a través de imágenes para lograr el propósito de estudiar problemas de ingeniería. problemas físicos e incluso otros problemas relacionados. La simulación numérica del almacenamiento geológico de CO2 utiliza métodos de simulación por computadora para resolver la migración y transformación del CO2 después de ingresar al sistema de almacenamiento geológico, la interacción entre agua, roca y gas, el impacto de las fugas de CO2 en los acuíferos poco profundos y la serie A del depósito inducido. de cuestiones como los cambios en las propiedades físicas guiarán la implementación de proyectos de almacenamiento geológico de CO2.
Actualmente, los trabajos de investigación sobre simulación numérica del almacenamiento geológico de CO2 que se han llevado a cabo en el país y en el extranjero incluyen los siguientes aspectos:
1. simulación
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Pruess et al. (2003) simularon el flujo radial no isotérmico alrededor del pozo de inyección bajo la condición de un caudal constante de CO2 en un acuífero salino homogéneo e isotrópico. Al ignorar los efectos de la gravedad y la fuerza de inercia, hay variables similares en los resultados de la simulación ζ = R2/t (donde R es la distancia del flujo radial, t es el tiempo), saturación de CO2, fracción de masa de CO2 disuelto, fracción de volumen de sal precipitada y Las presiones de fluido son todas funciones de variables similares. Esto es consistente con los resultados de O'Sullivan (1981) y Doughty y Pruess (1992). La simulación de flujo bifásico tiene en cuenta la permeabilidad relativa y la fuerza capilar del CO2 y el agua (Van Genuchten, 1980), y considera los cambios en la densidad del fluido, la viscosidad y la solubilidad del CO2 con la presión, la temperatura y la salinidad, así como la El contenido de sal provoca factores como la reducción de la permeabilidad de los acuíferos.
Doughty y Pruess (2004) utilizaron datos de monitoreo de CO2 del almacenamiento del acuífero salino de Fro para inferir los procesos físicos y químicos que ocurrieron después de la inyección de CO2. Utilizaron el software de simulación numérica TOUGH2 para simular un sistema bifásico (líquido, gas) y tres componentes (CO2, agua y NaCl disuelto). Teniendo en cuenta que en condiciones de 15 MPa y 65 ℃, el CO2 supercrítico es un fluido inmiscible en agua salada y puede disolverse parcialmente en agua salada, se analiza la influencia del establecimiento de límites del sistema de flujo multifásico y el problema del valor de permeabilidad relativa, a saber En la simulación, los límites laterales se establecen en todos abiertos (o todos cerrados), lo que da como resultado que la presión simulada sea demasiado baja (o demasiado alta) en comparación con el valor real. Los estudios han demostrado que debido al efecto de bloqueo de las fallas superpuestas sobre el CO2, los límites laterales tienen poco impacto en la columna de dispersión de CO2. Los resultados de la simulación también muestran que la función de permeabilidad relativa tiene una fuerte influencia en la evolución de la columna de dispersión de CO2. Cómo determinar una permeabilidad relativa apropiada para caracterizar los cambios en los acuíferos salinos infundidos con CO2 sigue siendo un problema urgente por resolver. Doughty y Pruess simularon los cambios en la expansión de la columna de CO2 a lo largo del tiempo bajo dos condiciones de saturación residual de CO2 y descubrieron que había grandes diferencias. Cuando la saturación residual es grande, la columna de CO2 aparece compactada y migra lentamente bajo la acción de la flotabilidad; por el contrario, cuando la saturación residual es pequeña, la columna de CO2 se dispersa rápidamente y su solubilidad mejora significativamente.
2. Simulación de transporte geoquímico reactivo de múltiples componentes
La interacción agua-arenisca-CO2 a menudo forma una serie de minerales secundarios o combinaciones de minerales secundarios. Worden et al. (2006) demostraron a través de petrología y modelado geoquímico de arenisca feldespática infundida con CO2 que la ankerita, la caolinita y el cuarzo en la arenisca subfeldespática de turbidita del Jurásico superior del campo Magnus en el Mar del Norte pueden tener una relación genética. Entre ellos, el carbono de la ankerita proviene del CO2 de origen orgánico. Watson et al. (2004) realizaron un estudio petrológico comparativo de areniscas de yacimientos de gas CO2 y CH4 y confirmaron que la combinación mineral secundaria relacionada con la inyección de gas CO2 en la arenisca del yacimiento de gas CO2 de Ladbroke Grove en la cuenca de Otway, Australia, es ankerita- Piedra de cresta alta - cuarzo secundario.
Xu et al. (2005) utilizaron un modelo de sistema unidimensional de arenisca y lutita para simular el proceso de reacción química entre el CO2 inyectado en el yacimiento y los minerales, y su impacto en el entorno del yacimiento. Las simulaciones muestran que en ambientes de arenisca, el CO2 es fijado principalmente por la calcita, y la precipitación de la calcita conduce a una reducción de la porosidad, lo que a su vez conduce a una reducción correspondiente de la permeabilidad.
En 100.000 años, la capacidad de almacenamiento de la arenisca alcanza una capacidad de almacenamiento de 90 kg/m3, y el CO2 fijado por los minerales se puede almacenar de forma permanente. La simulación de la interacción agua-mineral-CO2 realizada por Zwingmann et al utilizando el software de simulación geoquímica EQ3/6 también mostró que si se inyecta CO2 en la arenisca de la Formación Garra Gris del Pleistoceno en la cuenca de Niigata en el centro-norte de la isla Honshu, Japón. , El CO2 se puede disolver en agua y formar carbono. Los minerales ácidos se almacenan en dos formas. Esta última tiene una capacidad de almacenamiento máxima de 21,3 mol/kgH2O, que puede alcanzar el 90% de la capacidad de almacenamiento total. La dawsonita también aparece en los minerales carbonatados formados. .
3. Simulación de la mecánica de rocas acopladas
A juzgar por los artículos publicados actualmente y los informes completos sobre los planes de investigación en varios países, en términos de investigación sobre el almacenamiento de CO2 en acuíferos de agua salada, el mecanismo de migración de CO2. El análisis y la simulación rara vez consideran el efecto de acoplamiento del campo de tensión. De hecho, la presión de inyección de CO2 y el efecto de flotabilidad del CO2 supercrítico cambiarán el estado de tensión de la formación, es decir, durante la migración flotante ascendente y la difusión lateral del CO2, la presión de poro puede tener un impacto en las grietas y fracturas originales; en acuíferos salinos El almacenamiento a largo plazo (por encima de la escala de mil años) cambiará el estado geoquímico del acuífero, y la interacción química del CO2, el agua salada y los minerales del acuífero puede provocar cambios en las propiedades mecánicas e hidráulicas del macizo rocoso.
Debido a que Japón está ubicado en la unión de cuatro placas principales y en el cinturón tectónico de la Cuenca del Pacífico, con fallas activas densamente desarrolladas, terremotos frecuentes y una compleja distribución de tensiones in situ, Japón concede gran importancia a la mecánica. Estabilidad del almacenamiento geológico de CO2 en la evaluación del almacenamiento geológico de CO2. Investigación sexual (Li Qi et al., 2002; Li Xiaochun et al., 2003). Li Qi et al. (2002; 2004; 2006) propusieron un marco de simulación de acoplamiento térmico-hidromecánico (THM) que considera el campo de tensión inicial in situ, la presión de perfusión, la flotabilidad del CO2 y la conducción de calor, y considera la presencia de fallas. con diferentes ángulos de inmersión cerca del fondo de la roca de cubierta Problema de almacenamiento geológico de deformación plana bidimensional. Se utilizó el algoritmo de elementos finitos para simular y analizar el impacto de la inyección de fluido de CO2 en la estabilidad de la falla. Los resultados del cálculo muestran que para evitar el desplazamiento de la falla, se debe prestar especial atención al control de la presión de inyección, porque el impacto de la presión de inyección de CO2 en el deslizamiento de la falla es mucho mayor que el impacto de la flotabilidad de la columna de CO2. Una vez que se detiene la perfusión de CO2, el aumento de la columna de CO2 se convierte en el factor principal en la alteración del campo de estrés.
(2) Introducción al software principal
En los últimos años, la tecnología de simulación por computadora se ha utilizado ampliamente en muchos campos de investigación y se han desarrollado muchos software y programas de simulación excelentes. Del mismo modo, existen muchos programas de simulación numérica que se pueden utilizar para estudiar el almacenamiento geológico de CO2, incluidos PHREEQC, GEM, ECLIPSE, TOUGHREACT, PetroMod, MUFTE-UG y NUFT, etc. Todos ellos tienen sus propias características y aplicabilidad. Antes de realizar simulaciones numéricas, es necesario evaluar y analizar estos software de simulación numérica y seleccionar el software de simulación adecuado para el problema en estudio. A continuación se presenta una introducción a varios programas de software comúnmente utilizados en el mundo.
1.PHREEQC
PHREEQC es un software informático que se utiliza para calcular una variedad de reacciones hidrogeoquímicas a baja temperatura. Basado en el modelo de agua asociado a iones, PHREEQC puede completar las siguientes tareas: (1) Calcular el índice de saturación de disolución de tipos de formación de sustancias y minerales (2) Simular el proceso de inversión geoquímica (3) Calcular reacciones discontinuas y unidimensionales; reacción migratoria. Además, PHREEQC, junto con un modelo de transporte de solutos multicomponente, produce PHAST, un simulador de transporte de reacción tridimensional para modelar sistemas de flujo de aguas subterráneas. Sin embargo, dado que PHREEQC es un modelo basado en flujo monofásico, no puede simular el movimiento de flujo bifásico de agua con CO2 supercrítico.
La aplicación más sencilla de PHREEQC es calcular la distribución de diversas sustancias químicas en la solución y el estado de saturación de minerales y gases en la solución. Las capacidades de simulación de inversión pueden derivar y cuantificar ecuaciones de reacciones químicas que reflejan cambios en las especies químicas durante los procesos de flujo. Las ecuaciones de reacción que puede procesar PHREEQC incluyen el establecimiento de reacciones de transporte de materiales en equilibrio entre minerales, complejos de superficie, intercambiadores de cationes, soluciones de suelo, presión parcial de la unidad del componente gaseoso, una presión determinada o un volumen determinado de fase gaseosa. Mientras simula estas reacciones de equilibrio, PHREEQC también puede simular reacciones químicas y biológicas cinéticas, así como simular una desintegración lineal simple (degradación de metabolitos o desintegración radiactiva) a velocidades de reacción complejas que dependen de la composición química de la solución y la cantidad de microorganismos.
Estas capacidades de procesamiento de reacciones se pueden utilizar en simulaciones de reacciones por lotes o simulaciones de convección 1D, dispersión o transporte reactivo.
2.GEM
GEM v.2009.13 (Nghiem et al., 2004) es un simulador que se utiliza para simular el uso de CO2 y gas ácido para mejorar la recuperación de petróleo. acopla la ecuación de estado de composición geoquímica. GEM utiliza un método de solución de un solo paso para resolver la ecuación de estado. GEM se puede utilizar para simular: el equilibrio entre fluidos convectivos y dispersivos, petróleo (o CO2 supercrítico), gas y agua salada, el equilibrio químico entre especies acuosas y la disolución y precipitación dinámica de minerales. El simulador utiliza tecnología de discretización implícita adaptativa para simular el transporte de solutos en medios porosos utilizando modelos unidimensionales, bidimensionales o tridimensionales. Las fases de petróleo y gas se modelan mediante una ecuación de estado y la solubilidad del gas en la fase acuosa se calcula mediante un modelo de la ley de Henry. La entrada de agua en la fase gaseosa a través de la evaporación, la penetración de capas de cobertura, los efectos térmicos y el sellado de fracturas también se pueden simular utilizando GEM.
3.ECLIPSE
ECLIPSE es un software paralelo y maduro que puede simular petróleo negro, componentes, recuperación térmica y otros problemas. En 1994, la Oficina de Administración de Petróleo de Shengli introdujo el software en serie de simulación numérica de yacimientos de petróleo ECLIPSE y llevó a cabo ampliamente aplicaciones desde yacimientos de petróleo hasta yacimientos de gas, desde campos petroleros comunes hasta campos especiales de petróleo y gas, y desde investigación de simulación convencional hasta investigación de simulación especial. Los módulos principales incluyen modelo principal, petróleo negro, componentes, recuperación térmica, método de optimización, plataforma de operación y oficina ECLIPSE, etc.
ECLIPSE es un software comercial. Su parte principal está cerrada durante el uso y los usuarios solo pueden operarlo como una "caja negra". Sus deficiencias incluyen: no se puede obtener de forma gratuita y se puede utilizar y modificar a voluntad; no se puede combinar con el modelo termodinámico de geofluidos más avanzado; no se pueden agregar más factores influyentes para estudiar problemas específicos; Por tanto, ECLIPSE no es adecuado para investigaciones científicas de vanguardia.
4.TOUGH2/TOUGHREACT
TOUGH2 es la abreviatura en inglés de Transport of Unsaturado Groundwater and Heat (flujo de agua subterránea no saturada y transporte de flujo de calor). Es una simulación de transporte de flujo de calor y agua subterránea no saturada. Programa de simulación numérica bidimensional y tridimensional para flujo multifase, flujo de agua multicomponente y no isotérmico y transporte de calor en medios porosos o de fractura. TOUGH2 utiliza el método de Diferencias Finitas Integrales (IFD) (Figura 3-8) para resolver problemas de discretización espacial en simulaciones de flujo multifásico y transporte químico multicomponente (Pruess et al., 1999; Xu et al., 2004). Para satisfacer las necesidades de la informática a gran escala, Zhang et al (2008) desarrollaron una versión informática paralela de TOUGH2, a saber, TOUGH2-MP.
Este método es relativamente flexible para discretizar medios geológicos, permite el uso de cuadrículas irregulares y es muy adecuado para el flujo, la migración y el análisis de fluidos en sistemas heterogéneos de múltiples regiones y sistemas de rocas fracturadas. interacción de rocas. Para el mallado regular, el método integral de diferencias finitas es equivalente al método tradicional de diferencias finitas. Entre ellos, para cualquier región Vn, sus ecuaciones de conservación de masa (para agua, gas y otros componentes químicos) y energía (para calor) se pueden expresar de forma integral (Ecuación 3-5):
Fig. 3-8 Discretización espacial y diagrama de composición de datos de parámetros geométricos en el método integral de diferencias finitas
Investigación sobre las pautas de selección de sitios para el almacenamiento geológico de dióxido de carbono en China
En la fórmula: el. el subíndice n representa una cuadrícula unitaria; el subíndice m representa la cuadrícula m conectada a la celda unitaria n; Δt es el paso de tiempo; Mn es la densidad de masa o energía promedio de la celda unitaria n; n y m; Fnm es el flujo de masa o energía que pasa a través del área Anm; qn es el tipo de cambio de fuente promedio por unidad de volumen en la celda n.
Xu Tianfu et al. (1998) basándose en el marco TOUGH2, agregaron la función de simulación del transporte de solutos multicomponente y reacciones geoquímicas, formando un conjunto relativamente completo de medios geológicos saturados variables multifase no isotérmicos. Software de simulación de transporte geoquímico de reacción de fluidos - TOUGHREACT.
El software no sólo incluye todas las funciones de TOUGH2, sino que también es adecuado para procesos termofísico-químicos bajo diferentes condiciones hidrogeológicas y geoquímicas como temperatura, presión, saturación de agua, fuerza iónica, valor de pH y potencial redox (Eh). También se puede aplicar a estudios de simulación numérica relacionados en medios de fractura o poros heterogéneos (físicos y químicos) unidimensionales, bidimensionales o tridimensionales. En teoría, se puede acomodar cualquier número de componentes químicos existentes en fases sólida, líquida o gaseosa (pero en simulaciones reales, estarán limitados por las condiciones del hardware, como la potencia de cálculo y el tiempo de cálculo), y se consideran una serie de reacciones de equilibrio químico. , Como reacciones de coordinación en soluciones, disolución o desolvatación de gases, adsorción iónica, intercambio catiónico y reacciones de disolución o precipitación de minerales controladas por el equilibrio o la cinética de reacción, etc. Se puede decir que TOUGHREACT es una versión mejorada de TOUGH2. En los últimos años, se ha utilizado ampliamente en la investigación y la práctica de ingeniería del almacenamiento geológico de CO2 en todo el mundo.
Además de contener todas las funciones de TOUGH2, TOUGHREACT también se puede aplicar a una variedad de fluidos reactivos y problemas de migración geoquímica. Por ejemplo: (1) Problemas de migración de contaminantes acompañados de adsorción lineal de Kd y desintegración radiactiva; (2) Evolución química del agua subterránea en la naturaleza en condiciones ambientales (3) Evaluación del sitio de eliminación de desechos nucleares (4) Sedimentación de formaciones rocosas profundas Diagénesis; 5) eliminación geológica de CO2. Movimiento de fluidos multifase, geoquímica de reacción de múltiples componentes, capacidad de almacenamiento de diversas formas de almacenamiento y cambios con el tiempo y el espacio (6) Deposición de minerales (como el enriquecimiento de mineral de cobre supergénico (7) Sistemas de agua caliente en entornos naturales y de recarga); Cambios minerales en .
Gracias a los incansables esfuerzos de investigadores relevantes en los últimos años, TOUGHREACT se ha mejorado aún más en aplicaciones prácticas, agregando algunas funciones nuevas, como la cinética de reacción interna en fase acuosa y la biodegradación, y cálculo mineral mejorado. método de área de superficie de reacción del agua y corrección del coeficiente de actividad del gas en la reacción gas-agua, etc.
5.PetroMod
La plataforma integral de software de simulación de sistemas de petróleo y gas multicomponente, multifase y multidimensional PetroMod desarrollada por la empresa alemana IES (Integrated Exploration System) ha sido utilizado por la industria petrolera mundial. Reconocido por la industria. El software incorpora tecnologías relacionadas, como actividad de fallas, surgencia y perforación de domos de sal, intrusión de roca volcánica, efectos de difusión de gas, migración trifásica de petróleo, gas y agua y modelos de adsorción de petróleo y gas.
El algoritmo de simulación combinado de migración de petróleo y gas (Hybird) lanzado y adoptado por esta plataforma de software de simulación es el algoritmo de simulación de migración de petróleo y gas más avanzado en la actualidad, que no solo puede garantizar la precisión de la simulación, sino también Mejora en gran medida el cálculo de la velocidad de simulación. Entre ellos, PetroFlow3D se utiliza para simular la migración, acumulación, captura y pérdida de petróleo y gas, mientras que PetroCharge Express nos proporciona una herramienta de análisis rápido para la migración de petróleo y gas basada en gráficos y la simulación de trampas.
6.MUFTE-UG
MUFTE-UG es una combinación de MUFTE y UG.MUFTE. MUFTE es el modelo de flujo multifásico (Muliphase Flow), transporte (Transport) y energía (Energy). Este paquete de software incluye principalmente conceptos de modelos físicos y métodos discretos para procesos de migración y flujo multicomponente multifásico isotérmico y no isotérmico en medios porosos y fracturados (Helmig, 1997; Helmig et al., 1998). Puede proporcionar una descripción discreta de medios de poros fracturados (Dietrich et al., 2005). UG es la abreviatura de Unstructured Grid. La estructura de datos que proporciona puede resolver rápidamente ecuaciones diferenciales parciales discretas basadas en el método de múltiples redes paralelas y adaptativas. MUFTE-UG con su estructura modular puede resolver fácilmente diversos problemas con requisitos especiales.
La estructura modular de MUFTE-UG tiene muchas aplicaciones ambientales y técnicas diferentes. Por ejemplo, en el campo de las aplicaciones medioambientales, MUFTE-UG puede simular los dos problemas siguientes.
(1) Infiltración de NAPL (fluido en fase no líquida) en suelos saturados e insaturados. La tecnología de reparación optimizada y mejorada tiene un amplio espacio de investigación y desarrollo en MUFTE.
(2) Disipación del CO2 subterráneo.
El CO2 se inyecta en la formación a cientos de metros por debajo de la superficie a alta temperatura y presión y se puede utilizar para evaluar la evolución de la pluma en acuíferos heterogéneos (migración convectiva y dispersiva), con efectos de temperatura (debido a la expansión y compresión) y composición. disolverse entre sí (salmuera y CO2).
7.NUFT
NUFT (modelo de flujo y transporte no isotérmico insaturado-saturado) es un conjunto de modelos utilizados para resolver procesos de transporte de solutos y flujo no isotérmico multifase y multicomponente. en medios porosos. Solucionador numérico para el transporte de contaminantes en el subsuelo del medio. Este software utiliza código simple para aprovechar utilidades y formatos de archivos de entrada comunes. Recientemente, este código se ejecutó con éxito en sistemas Unix y DOS.
Este programa resuelve sistemas de ecuaciones de equilibrio utilizando un conjunto completo de métodos de discretización de espacios en diferencias finitas. El método de Newton-Raphson se utiliza para resolver el sistema de ecuaciones no lineal en cada paso de tiempo, y el método de solución directa y el método de gradiente pre-yugado se utilizan para resolver el sistema de ecuaciones lineal en cada proceso de iteración. El modelo puede resolver problemas de flujo de agua y transporte de solutos unidimensionales, bidimensionales y tridimensionales. En el futuro, el modelo se combinará con capacidades como histéresis capilar, discretización de rejilla no ortogonal, mallado de elementos finitos y adsorción isotérmica sólida no lineal.
(3) Métodos de investigación
Normalmente, la simulación numérica del almacenamiento geológico de CO2 incluye los siguientes procesos principales.
(1) Establecer un modelo conceptual: Generalizar y establecer un modelo conceptual de almacenamiento geológico de CO2 basado en datos reales obtenidos a través de varios métodos, incluido el rango límite, la formación o yacimiento y la elevación de la roca de capa, la determinación del yacimiento y de la roca de capa, y parámetros y particiones, términos fuente y sumidero, principales procesos físicos y químicos y dimensiones del modelo (unidimensional, bidimensional y tridimensional).
(2) Establecer un modelo matemático: establecer un conjunto de ecuaciones diferenciales parciales que describan el flujo multifásico y el transporte de solutos reactivos multicomponente en capas profundas de agua salina, incluidas las condiciones iniciales y las condiciones límite.
(3) Discretización del modelo: discretiza diversa información en el modelo conceptual mediante mallado para formar una gran cantidad de unidades de malla, y luego usa métodos de diferencias finitas, elementos finitos y diferencias finitas integrales para convertirlo en un sistema de ecuaciones de conservación de masa y energía de la unidad, y luego se utilizan una variedad de métodos para linealizar el sistema de ecuaciones no lineal para formar un sistema de ecuaciones algebraicas lineales, y luego se resuelve el sistema de ecuaciones.
(4) Identificación y corrección del modelo: compare y ajuste los resultados del cálculo del modelo y los datos de monitoreo reales, y ajuste los parámetros de manera adecuada y razonable para que el modelo pueda reflejar de manera integral la situación real. Si se producen grandes errores durante el proceso de cotejo histórico, se debe volver a examinar y revisar el modelo conceptual. Realice un análisis de sensibilidad de los parámetros en el modelo construido. Los parámetros más sensibles deben seleccionarse cuidadosamente e incluso es posible que se requiera una gran cantidad de experimentos para determinarlos.
(5) Predicción del modelo: una vez establecido un modelo confiable, se puede realizar una predicción de simulación.
La clave de la simulación numérica es la generalización del modelo geológico, la precisión de los cálculos y la velocidad de los cálculos. Dado que la precisión del cálculo depende del grado de discretización, y el grado de discretización determina la velocidad de cálculo, esto es una contradicción. El grado de discretización y la velocidad de cálculo deben seleccionarse de acuerdo con las necesidades de resolución del problema.
La migración, disolución y reacción química del CO2 en el yacimiento y la roca circundante forman un sistema de reacción multifase y multicomponente. Las principales ecuaciones matemáticas involucradas son el control del movimiento del fluido en fase supercrítica. ecuaciones, ecuaciones de control del transporte de solutos y ecuaciones de reacciones químicas, etc. Al establecer modelos numéricos se suele utilizar el método de diferencias finitas, el método de elementos finitos, el método integral de diferencias finitas, etc.
Dado que el software de simulación numérica existente se utiliza a menudo en aplicaciones prácticas para simular un determinado proceso de almacenamiento geológico de CO2, no implica el desarrollo de software ni la escritura de códigos de programa, solo es necesario elegir el adecuado. uno de acuerdo a las necesidades de la investigación, el software realiza predicciones de simulación, y una vez seleccionado el software, básicamente se determina el modelo matemático y el modelo numérico.