Expansión del petróleo + gas en solución
Expansión del agua connata y reducción del volumen poroso
Sabiendo que:
Np= petróleo producido acumulado (BN)
N= POES (BN)
Bo = factor volumétrico de formación del petróleo (BY/BN)
Boi= factor volumétrico de formación del petróleo a la presión inicial del yacimiento (BY/BN)
Bg= factor volumétrico de formación del gas (BY/PCN)
Bgi= factor volumétrico de formación del gas a la presión inicial del yacimieto (BY/PCN)
Bw= factor volumétrico de formación del agua (BY/BN)
Rs= relación gas disuelto - petróleo (PCN/BN)
Rsi= relación gas - petróleo a la presión inicial del yacimieto (PCN/BN)
Rp= relación gas petróleo producido (PCN/BN) Rp = Gp / Np
Wp= agua producida acumulada (BN)
We= intrusión de agua
m= fracción de gas en el yacimiento, sus valores están entre cero y uno; representa el volumen de gas de la capa de gas entre el volumen de petróleo más gas disuelto. Si el yacimiento está inicialmente subsaturado m=0 m = Gf Bgi / N Boi
Gf= volumen de gas en la capa de gas
Swi= saturación del agua connata
Cw= compresibilidad del agua
Cf= compresibilidad de la roca (formación)
Pi - P= variación de la presión
G= volumen de gas total G = N Rsi + m N Boi / Bgi
- Empuje por expansión del petróleo, P > Pb (si el yacimiento es volumétrico sin capa de gas m = 0 y Rp = Rs)
Np Bo = N Boi ( ( Co So + Cw Swi + Cf)/ So)(Pi - P) = N Boi Ce (Pi - P)
donde, Ce (compresibilidad efectiva) = Co So + Cw Swi + Cf
- Empuje por gas en solución (sin capa de gas m = 0), P
(para este caso la compresibilidad de la roca y del agua es despreciable con respecto al aporte de los mecanismos de producción)
Np ( Bo + ( Rp - Rs ) Bg ) = N ( Bo - Boi + ( Rsi - Rs ) Bg )
En este tipo de empuje se puede estacar lo siguiente:
Si el yacimiento es volumétrico (no hay presencia de un acuífero) entonces We = 0
Si el yacimiento es no volumétrico (presencia de un acuífero y el volumen de control es variable) entonces We es diferente de cero
- Empuje por gas en solución (con capa de gas m es diferente de cero), P
(para yacimientos volumétricos)
Np ( Bo + (Rp - Rs)Bg ) = N Boi [ (Bo - Boi + (Rsi - Rs)Bg)/ Boi ) + m ( (Bg / Bgi) - 1)]
El balance de materiales deducido anteriormente se ha empleado durante muchos años para:
- Determinar el petróleo inicial en el yacimiento
- Evaluar la intrusión de agua conociendo N o G
- Pronosticar la presión del yacimiento
- Evaluar los factores de recobro
Una de las aplicaciones más importantes de las ecuaciones es la de pronosticar el efecto de una rata de producción ya sea agua o gas o ambos efectos simultáneamente sobre la presión del yacimiento; debido a ello es primordial conocer de antemano el petróleo inicial y la razón m a partir de buenos registros eléctricos.
MÉTODO DE LA LÍNEA RECTA (Havlena - Odeh)
Havlena y Odeh, clasifican los términos de la ecuación de balance de materiales dependiendo si son extracciones F, o expansiones E. Dicho método consiste en graficar un grupo de variables en función de otro grupo de variables.
F = NEo + NmEg + N (1 + m) Efw + We
F = N [ Eo + mEg + (1 + m) Efw ] + We
F = NEt + We
Sabiendo:
Extracción de volumen de petróleo, gas libre y agua: F = Np(Bo + (Rp - Rs) Bg) + WpBw
Expansión de petróleo más gas disuelto: E0 = Bo - Boi + (Rsi - Rs)Bg
Expansión de la capa de gas: Eg = Boi ( (Bg/Bgi) - 1)
Expansión del espacio poroso de la roca y del agua connata: Efw=Boi((CwSwi+Cf)/(1-Swi))
Expansión total: Et = Eo + mEg + (1 + m)Efw
De acuerdo al método de la línea recta se tienen los siguientes casos:
- Método de la recta simple (yacimiento volumétrico + empuje por gas en solución + compactación del volumen poroso)
F = N [ Eo + Efw]
- Método de la recta simple (empuje por agua + gas en solución + compactación volumen poroso)
F - We = N [ Eo + Efw ]
- Método de la capa de gas ( yacimiento volumétrico + empuje por gas en solución + capa de gas). Si el empuje por la compresibilidad de la roca y del agua es despreciable, entonces We = 0 y Efw = 0
F/Eo = N + Nm Eg/Eo
- Método de la capa de gas (empuje por agua + gas en solución + capa de gas)
( F - We)/Eo = N + Nm Eg/Eo
- Método del acuífero (empuje por agua + gas en solución). Suponemos que no hay capa de gas m = o
F/Eo = N + We/Eo
ÍNDICES DE PRODUCCIÓN
De acuerdo a la ecuación de balance de materiales Pirson propuso que la energía total para producir hidrocarburos es la aportada por una combinación de los tres mecanismos naturales de producción más importantes:
Mecanismo de agotamiento o gas en solución
Mecanismo de empuje de gas o expansión del casquete de gas
Mecanismo de empuje de agua
Mediante simplificaciones y reducciones de la ecuación de balance de materiales obtenemos:
Indice de producción por expansión del petróleo y el gas disuelto
Indice de producción por expansión del gas de la capa de gas
Indice de producción por influjo de agua
Sumando los términos anteriores: Io + Ig + Iw = 1
Los índices de producción representan la influencia de los diferentes mecanismos que en forma acumulada contribuyeron individualmente a toda la historia de producción del yacimiento.
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