Factores que afectan los cálculos de la Ecuación de balance de Materiales

La Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (BM) es una herramienta muy útil de
la ingenieria de yacimientos. En general, se aplica en los siguientes casos:

• Determinación del volumen de petróleo y/o gas originalmente en sitio (N y/o Gi)
  
• Cálculo del influjo acumulado de agua (We)
• Predicción de la presión del yacimiento para diferentes volúmenes de producción acumulada ( Np)
  

La aplicación de la ecuación en los dos primeros casos tiene un importantisimo significado técnico y económico porque permite estimar el volumen inicial de la totalidad de los hidrocarburos presentes, además de aportar información fundamental para programar el desarrollo y la explotación de las reservas descubiertas, específicamente:

• Planificación racional del tiempo requerido para la explotación económica de las reservas probadas
• Selección del método de levantamiento artificial que pueda requerirse y el momento más apropiado para iniciarlo.
• Selección del tipo y características de las instalaciones de separación de fluidos (gas/petróleo/agua) y los correspondientes factores y dispositivos de funcionamiento y manejo de volúmenes producibles.
  

Generalmente se conoce We o el volumen de hidrocarburos en sitio ( N y/o G ). Sin embargo, hay ocasiones en que no se conocen N ni We, y se obtienen ambas cantidades en forma gráfica. Aunque no se conozcan con exactitud N y G libre es muy conveniente estimar un orden de magnitud para m utilizando perfiles y/o pruebas de pozos.

Finalmente, se puede utilizar la EBM para detectar la presencia de influjo de agua antes de que los pozos produzcan agua. En este caso hay mediciones de P vs. Np. Se supone, en principio, que el yacimiento es volumétrico y se calcula repetitivamente un grupo de valores de N a medida que Np aumenta.

Si los valores computados de N se mantienen relativamente estables se concluye que, en efecto, el yacimiento es esencialmente volumétrico y no tiene una fuente externa de energía.

Si los valores computados de N crecen monótonamente queda demostrado que el yacimiento no es volumétrico sino que por el contrario tiene una fuente externa de energía.

Es importante recalcar que la derivación de la ecucación de Balance de Materiales nos destacan que para que esta ocurra debe haber un equilibrio entre las fases, lo cual es una condición bastante ideal y que por lo general no ocurre trayendo como consecuencias algunos errores que se deben de tomar en cuenta cuando utilizamos dicha ecucación.

Algunos de estos casos en los que se presentan y en los que hay que tener el cuidado pertinente a la hora de la utilización de la misma son:

• Supersaturación de hidrocarburos líquidos del yacimiento

• Selección inadecuada de PVT

• Presión promedio del yacimiento

• Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos

• Acuíferos activos y descensos leves de presión

• Estimados de m

• Concepto de petróleo activo


Supersaturación de hidrocarburos líquidos

Existen ciertos casos en los que al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas.

Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que seria si el equilibrio se hubiera alcanzado.


Selección inadecuada de PVT

Al usar la EBM es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenómenos que actuan en la producción de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador.

Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en Sitio.

Presión Promedio del Yacimiento

Debido a la naturaleza 0-D de la EBM y recordando la suposición del equilibrio total e instantáneo, el yacimiento se comporta como un tanque ubicado en un “volumen de control’. De allí la suposición que todos los hidrocarburos, para un momento dado, se encuentran a la misma presión.

Se debe tener en cuenta que las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas del sistema, y cuando sea factible debe utilizarse una ponderación volumétrica de las presiones medidas


Medición de fluidos producidos

Una de las principales fuentes de error en la aplicación de la EBM son los valores erróneas de la producción de fluidos. Se sabe que para yacimientos con crudo subsaturado, con errores de medición, los estimados de N y We son muy altos.

Jones~Parra explica la situación de medición de los volúmenes de fluidos producidos: el petróleo fiscal no se mide necesariamente por yacimiento, se mide en estaciones de flujo y luego se prorratea al yacimiento. Cuando se prueba un pozo, se pasa de un separador de producción, a determinadas presión y temperatura. a un separador de prueba en el que las condiciones de presión y temperatura no son necesariamente las mismas. Una vez probados todos los pozos que fluyen a una estación se suma su tasa de producción para obtener una producción teórica por estación y determinar la fracción que cada pozo contribuye. Esta fracción se multiplica por la tasa de producción real de la estación para determinar el petróleo que se considera que es el volumen producido del yacimiento.

La producción de gas está sujeta a un control aún menos efectivo. Generalmente se hacen pruebas mensuales de la relación gas-petróleo, promediándose los valores obtenidos y multiplicándose por la producción de petróleo para obtener el volumen de gas producido.

El volumen de agua que se produce también se mide en pruebas periódicas; pero como el agua no tiene ningún valor comercial se mide con muy poca precisión. Tomando en cuenta la incertidumbre en las mediciones de los volúmenes producidos, con frecuencia es necesario rectificar las cifras reportadas. El gas producido a veces se calcula multiplicando el volumen de petróleo producido por la relación gas-petróleo de la última prueba y se debe volver a calcular multiplicando por la relación promedio entre dos pruebas consecutivas.


Acuíferos y descensos leves de presión

Cuando el acuífero es muy activo o la capa de gas es muy grande, los cambios de presión a través del yacimiento son muy leves.

Esta situación acarrea dificultades en la aplicación de la EBM, principalmente debido a que las diferencias de las propiedades PVT no son significativas y también influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio los parámetros Bo, Rs, y Bg.


Estimados de m

La EBM supone que todo el gas libre del yacimiento se encuentra en la capa de gas y que todo el petróleo en la zona de petróleo. Sin embargo. en algunas oportunidades ocurre que existe saturación de petróleo en la capa de gas y saturación de gas en la zona de petróleo.

En esos casos, el valor de m debe ser calculado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido, independientemente donde se encuentren.

Petróleo Activo

Existen casos en los cuales los descensos de presión causados por la producción e inyección de fluidos no afectan la totalidad de hidrocarburos contenidos en el yacimiento. Esto ocurre bajo diferentes circunstancias: cuando el yacimiento es muy grande y ha habido poca producción: cuando en el yacimiento existen zonas con bajas permeabilidad las cuales no han sido afectadas por los descensos de presión que hay en aquellas zonas mas permeables: etc.

En estas situaciones existen dos valores de N; petróleo activo (N activo) y petróleo inactivo (N inactivo). Se puede notar que la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N).

Se sabe que el petróleo original en Sitio no cambia, pero si lo hace la relación del volumen activo al inactivo con el tiempo, mas aun, el volumen de petróleo activo crece con el tiempo mientras el volumen del petróleo inactivo disminuye con el tiempo, hasta llegar al punto que todo el petróleo activo es igual al petróleo original en sitio.

Para estas situaciones, los resultados de los cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al petróleo original en sitio, y por esta razón, a medida que transcurre el tiempo y se repite el cálculo, el valor de N aumenta debido a que representa el volumen de petróleo activo