Fuentes de error en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales

oil-well_ Revisando algunos libros viejos, me encuentro con un texto donde explica las fuentes de error de la ecuación de balance de materiales (EBM). Es bueno saber estos tips, debido al momento de realizar un análisis con esta técnica, podemos conseguir ciertas incongruencias que pueden estar asociadas a diferentes fenómenos que se irán explicando a continuación:

1. Supersaturación de los hidrocarburos líquidos en el yacimiento.

En algunos casos, al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de la solución, pero un volumen inferior al que se esperaría de acuerdo a los análisis PVT efectuados bajo condiciones de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución (Rs) que excede el equilibrio obtenido en los análisis PVT. Esta situación “anormal” muestra presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se pronostican en la ecuación de balance de materiales. La presión real será inferior a la esperada ya que un cierto volumen de hidrocarburos que debería estar en la fase de gas libre, ejerciendo (a nivel molecular) la presión correspondiente a un gas a la temperatura de yacimiento, se encuentra más bien en la fase líquida y sin ejercer la presión parcial de vapor correspondiente.

2. Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante EBM.

La ecuación de balance de materiales requiere de volúmenes de fluidos medidos en el campo (Gp, Np y Wp) producidos luego de pasar por una serie de procesos: vaporización instantánea, diferencial y mixta. Es evidente que, al utilizar la EBM con los volúmenes de fluidos producidos y medidos, es muy importante seleccionar un análisis PVT para los parámetros Bo, Bg, Rs a diferentes presiones. El análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos en la EBM serán cuestionables o de valor limitado.

3. Presión promedio de yacimiento.

Otra de las suposiciones en la derivación de la ecuación de balance de materiales es que el yacimiento se comporta como una celda o un tanque ubicado en un “volumen de control”, en equilibrio total e instantáneo, y con transmisibilidad de igual modo. De allí la suposición que la totalidad de hidrocarburos confinados en el yacimiento se encuentran a la misma presión. Las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del sistema. Las presiones estáticas utilizadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible, debe utilizarse una ponderación volumétrica de las presiones medidas, para asegurar la validez de los resultados. Finalmente al tomar las presiones requeridas deben tenerse en cuenta los siguientes aspectos:

superstickies– Precisión del equipo utilizado para tomar presiones.

– Tiempos de restauración, cierre y utilización de presiones restauradas.

– Consideraciones sobre mediciones individuales de presiones de pozos productores y/o observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento, ponderada volumétricamente.

4. Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos.

Una de las fuentes de errores más comunes en la aplicación de la EBM son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición, dan valores muy altos tratándose de yacimientos subsaturados.

5. Acuíferos activos y descensos leves de presión.

La sola inspección de la EBM revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso en la presión (Dp) a su vez provoca cambios en los factores Bo, Bg y Rs. Cuando el acuífero es muy activo o el casquete de gas es muy grande, los descensos de presión son leves y esto origina severas dificultades en la aplicación de la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp y Wp no son significativas, y en los cuales influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio Bo, Bg y Rs. En los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende comportarse más como un yacimiento de gasífero que petrolífero.

6. Estimados de m.

Originalmente en la derivación de la EBM se supuso que todo el gas libre del yacimiento existe en el casquete de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo este concepto puede ser fuente de error ya que en oportunidades hay saturaciones de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la zona petrolífera.

En la derivación se supuso:

So (zona petrolífera) = 1-Swi

Sg (zona gasífera) = 1-Swi

En los casos que exista algo de petróleo en la zona de gas y algo de gas en la zona de petróleo, el valor de m debe ser computado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido contenido en el volumen de los poros, independientemente del sitio donde se encuentren.

7. Concepto de petróleo activo.

tempestAnteriormente, al explicar las aplicaciones de la EBM se recalcó la suposición de contar con presiones uniformes y equilibrio instantáneo. Es evidente que hay situaciones cuando el volumen total de hidrocarburos del sistema roca/fluido no es afectado por el empuje de la presión generado por la producción y/o inyección de fluidos. Esto ocurre en diferentes circunstancias, por ejemplo: cuando el volumen de control es grande y la producción no ha sido cuantiosa; cuando existen zonas de baja permeabilidad en las que la difusividad es baja y no han sido afectadas por los descensos de presión existentes en las zonas más permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado por la producción que ha ocurrido (DNp) no se ha reflejado en la totalidad del volumen de hidrocarburos contenidos en el yacimiento.

En los casos en que ocurren estas situaciones, en un determinado momento de la historia cuando se estén haciendo cálculos de yacimiento, existen en el sistema dos valores de N: una fracción denominada petróleo activo (N activo) y la otra denominada petróleo inactivo (N inactivo) en ese momento. Obviamente, la suma del petróleo activo y el inactivo conforman en petróleo total en sitio (N). Aunque el petróleo total inicial en sitio no cambia, la relación del volumen activo al inactivo cambia en forma tal que con el tiempo el volumen de petróleo activo va creciendo a expensas del petróleo inactivo, hasta llegar al momento en que la totalidad del petróleo inicial es petróleo activo y ha respondido a los descensos de presión causados por los volúmenes crecientes de fluidos producidos. En sistemas de características antes mencionadas (gran tamaño, zonas de baja difusividad, etc.), los cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al total original en sitio. Por esto, a medida que se repite el cálculo al pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.

Artículo tomado del libro de Barberii y Essenfeld. “Yacimientos de Hidrocarburos”. FONCIED. PDVSA CIED (2001).

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