Ecuacion de Balance de Materiales 5
Aplicaciones de la EBM:
La EBM es una herramienta muy útil y poderosa en la ingeniería de yacimientos y es usada generalmente para los siguientes casos:
Otra aplicaron importante de la EBM es la detección del influjo de agua antes de que los pozos produzcan.
Fuentes de Error en la aplicación de la EBM:
- Determinación del volumen de hidrocarburo original en sitio (POES/GOES).
- Calculo del influjo acumulado de agua (We).
- Predicción de la presión del yacimiento para los diferentes volúmenes de producción acumulada (Np)
- Plantificación racional del tiempo requerido para la correcta expoliación económica de las reservas probadas.
- Seleccionar el método del levantamiento artificial mas eficiente que se pueda requerir y el momento apropiado en el cual iniciarlo.
- Selección de las instalaciones de separación de fluidos y dispositivos de funcionamiento y manejo de los volúmenes producibles.
Otra aplicaron importante de la EBM es la detección del influjo de agua antes de que los pozos produzcan.
Fuentes de Error en la aplicación de la EBM:
Como la EBM fue desarrollada a partir de varias premisas, estas no siempre se cumplen entre estas la que mas se destaca es el hecho de que el yacimiento se encuentre en equilibrio total e instantáneo entre las fases. esta suposición es muy ideal y generalmente no ocurre completamente y esto genera errores en los cálculos.
Algunas de las fuentes de errores mas comunes son:
Cuando esto sucede la presión real sera inferior a la esperada usando la EBM, esto es debido a que el volumen de gas que debería estar en fase de gaseosa ejerciendo presión, se encuentra en fase liquida y sin ejercer ningún tipo de presión de vapor.
Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante la EBM.
La EBM necesita los volúmenes de fluidos medidos en el campo (Gp, Np, Wp) producidos luego de pasar por una serie de procesos de: valorización instantánea, diferencial y mixta. Por este motivo es de vital importancia seleccionar un análisis PVT que represente adecuadamente en forma global la secuencia de procesos que han intervenido en la producción de los fluidos medidos. Si en análisis PVT no representa adecuadamente los procesos, los estimados y/o pronósticos obtenidos a partir de la EBM no serán muy fiables.
Presión promedio del yacimiento.
Otra premisa de la EBM es que el yacimiento se comporta como un tanque dentro del volumen de control, en equilibrio instantáneo, de esto surge la suposición de que la totalidad de los fluidos estén siempre a la misma presión.
Las presiones usadas en la EBM deben ser representativas de todo el sistema, n lo posible debe usarse la ponderación volumétrica en las presiones medidas, finalmente al tomar las mediciones se deben tener en cuenta:
Algunas de las fuentes de errores mas comunes son:
- Supersaturación de los hidrocarburos líquidos en el yacimiento.
- Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante la EBM.
- 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 los hidrocarburos líquidos en el yacimiento.
En algunos casos cuando la presión cae en el yacimiento que están saturados sale gas de la solución, pero en un volumen inferior al esperado de acuerdo a los análisis PVT efectuados a condiciones de equilibrio. En estos casos el liquido posee un volumen de gas en solución que excede a la cantidad en equilbrio que se obtuvieron en el análisis PVT.Cuando esto sucede la presión real sera inferior a la esperada usando la EBM, esto es debido a que el volumen de gas que debería estar en fase de gaseosa ejerciendo presión, se encuentra en fase liquida y sin ejercer ningún tipo de presión de vapor.
Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante la EBM.
La EBM necesita los volúmenes de fluidos medidos en el campo (Gp, Np, Wp) producidos luego de pasar por una serie de procesos de: valorización instantánea, diferencial y mixta. Por este motivo es de vital importancia seleccionar un análisis PVT que represente adecuadamente en forma global la secuencia de procesos que han intervenido en la producción de los fluidos medidos. Si en análisis PVT no representa adecuadamente los procesos, los estimados y/o pronósticos obtenidos a partir de la EBM no serán muy fiables.
Presión promedio del yacimiento.
Otra premisa de la EBM es que el yacimiento se comporta como un tanque dentro del volumen de control, en equilibrio instantáneo, de esto surge la suposición de que la totalidad de los fluidos estén siempre a la misma presión.
Las presiones usadas en la EBM deben ser representativas de todo el sistema, n lo posible debe usarse la ponderación volumétrica en las presiones medidas, finalmente al tomar las mediciones se deben tener en cuenta:
- Perdición del quipo usado para la toma de las mediciones.
- tiempos de restauración, cierre y utilizaron de las presiones restauradas.
Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos.
Uno de los errores mas comunes en la aplicaron de la EBM es la toma errónea de los volúmenes producidos. Es muy importantes monitorizar correctamente los volúmenes producidos para minimizar los errores.
Acuíferos activos y descensos leves de presión.
Cuando el acuífero es muy activo o la capa de gas en muy grande los cambios de presión son muy pequeños generando problemas al aplicar la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp y Wp no son significativos. En el caso de que la capa de gas sea muy grande en computación a la cantidad de petróleo, el yacimiento tendera mas a comportarse como un yacimiento gasífero que uno petrolífero.
Estimados de m.
Otra de las premisas de la EBM es que se supuso que todo el gas libre se encuentra en la capa de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo esto no siempre sucede ya que se puede encontrar saturación de petróleo en la zona de gas libre y gas en la zona petrolífera. Además se supuso que:
Uno de los errores mas comunes en la aplicaron de la EBM es la toma errónea de los volúmenes producidos. Es muy importantes monitorizar correctamente los volúmenes producidos para minimizar los errores.
Acuíferos activos y descensos leves de presión.
Cuando el acuífero es muy activo o la capa de gas en muy grande los cambios de presión son muy pequeños generando problemas al aplicar la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp y Wp no son significativos. En el caso de que la capa de gas sea muy grande en computación a la cantidad de petróleo, el yacimiento tendera mas a comportarse como un yacimiento gasífero que uno petrolífero.
Estimados de m.
Otra de las premisas de la EBM es que se supuso que todo el gas libre se encuentra en la capa de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo esto no siempre sucede ya que se puede encontrar saturación de petróleo en la zona de gas libre y gas en la zona petrolífera. Además se supuso que:
- So(Zona petrolífera) = 1 - Swi
- Sg(Zona gasífera) = 1 - Swi
Esto no siempre es cierto, pero en los casos en los que no suceda esto el valor de m tiene que ser calculado usando todo el gas libre y todo el petróleo en estado liquido contenido en los poros, independientemente del lugar en que se encuentren.
Concepto de petróleo activo.
En aquellos sistemas de gran tamaño, con zonas de baja difusividad, baja permeabilidad en los cuales los cambios de presión no se reflejaran en la totalidad del volumen de los hidrocarburos contenidos en el yacimiento, los resultados con la EBM genera valores de N que corresponden al petróleo activo y no a la totalidad del petróleo original en sitio. Por esto, cuando se repite el calculo al pasar el tiempo el valor de N aumenta ya que esta reflejando es el valor del petróleo activo
Concepto de petróleo activo.
En aquellos sistemas de gran tamaño, con zonas de baja difusividad, baja permeabilidad en los cuales los cambios de presión no se reflejaran en la totalidad del volumen de los hidrocarburos contenidos en el yacimiento, los resultados con la EBM genera valores de N que corresponden al petróleo activo y no a la totalidad del petróleo original en sitio. Por esto, cuando se repite el calculo al pasar el tiempo el valor de N aumenta ya que esta reflejando es el valor del petróleo activo
