FUENTES DE ERROR EN LA APLICACIÓN DE LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES (EBM)
Para plantear la EBM se supuso el equilibrio total e instantáneo entre las fases, esta condición es muy ideal y, generalmente no ocurre y lleva a situaciones equivocadas, esto implica que los resultados deben ser usados cuidadosamente y conociendo las limitaciones que plantea la suposición realizada.
Algunas de las situaciones que a veces se presentan, y que deben ser consideradas con cuidado puesto a que no se avienen con las suposiciones iníciales usadas en la derivación de la EBM son las siguientes:
1. Supersaturación de los hidrocarburos líquidos del yacimiento
Algunas veces, al disminuir la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de solución, pero en un volumen inferior a los esperados por los análisis PVT realizados bajo condiciones de equilibrio. En este caso, considerado inestable desde el punto de vista de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución (Rs) que excede el equilibrio obtenido de los análisis PVT.
Esta situación muestra presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se esperarían usando la EBM. La presión real será inferior a la esperada puesto a que una fracción del volumen de hidrocarburos se encuentra en fase liquida y esta sin ejercer la presión parcial de vapor que le corresponde, en lugar de estar en la fase de gas libre ejerciendo la presión correspondiente a un gas a la temperatura del yacimiento.
2. Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante la EBM
La EBM 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, para esto es muy importante seleccionar un análisis de PVT para los parámetros de βo, βg y Rs a diferentes presiones. Dicho análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia de los fenómenos que han intervenido en la producción de los fluidos medidos.
Si el análisis PVT utilizado no representa las condiciones de la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos de la EBM serán cuestionables o de valor limitado.
3. Presión promedio del yacimiento
Para la EBM se supuso que el yacimiento se comporta como una celda o tanque ubicado en el volumen de control, en equilibrio total e instantáneo y con transmisibilidad de igual modo, a partir de esto surge la suposición de que la totalidad de los hidrocarburos en el yacimiento están a la misma presión.
Las presiones usadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del sistema. Las presiones estáticas usadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible, debe usarse la ponderación volumétrica de las presiones medidas para asegurar la validez de los resultados.
Por ultimo, al tomar las presiones requeridas deben tomarse en cuenta los siguientes aspectos:
Precisión del equipo utilizado para tomar las presiones.
Tiempos de restauración, cierre y utilización de las presiones restauradas.
Consideraciones sobre mediciones individuales de presiones de pozos productores y/o de observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento, ponderada volumétricamente.
4. Errores de medición en los volúmenes de los fluidos
El error más común son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición dan errores muy altos al tratarse de yacimientos subsaturados.
5. Acuíferos activos y descensos leves de presión
Un descenso de presión (∆P) provoca cambios en los valores de βo, βg y Rs.
Cuando se tiene un acuífero muy activo o el casquete de gas muy grande los ∆P son muy leves lo cual origina dificultades en la aplicación de la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Gp, Np y Wp no son significativas, en esto influye la precisión con la que se hayan medido en el laboratorio βo, βg y Rs. Por otro lado, en los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende a comportarse como un yacimiento gasífero que petrolífero.
6. Estimados de la expansión del gas en la capa de gas (m)
Otra de las suposiciones iníciales para la derivación de la EBM fue 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 saturación de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la petrolífera. Para estos casos, el valor de m tiene que ser computado usando todo el gas libre y todo el petróleo en estado liquido contenido en el volumen de poros, independientemente del sitio en que se encuentren.
7. Petróleo activo
Existen diferentes circunstancias en los que los descensos de presión causados por la producción e inyección de fluidos no afectan la totalidad de hidrocarburos contenidos en el yacimiento, algunos de estos son: cuando el yacimiento es muy grande y ha habido poca producción, cuando en el yacimiento existen zonas con baja permeabilidad la cuale no ha sido afectadas por los descensos de presión que hay en aquellas zonas mas permeables, entre otros.
En estas situaciones existen dos valores para N, petróleo activo (N activo) y petróleo inactivo (N inactivo). cabe destacar que la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N).
Es importante saber que petróleo inicial 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.
En estos casos, los resultados de los cálculos con la EBM generan valores de N
corresponden al volumen de petróleo activo y no al petróleo original en sitio, es por ello que a medida que transcurre el tiempo el valor calculado de N aumenta, esto de da ya que N refleja el volumen de petróleo activo.
Bibliografia
Essenfeld, M. y Barberii, E.: “Yacimientos de Hidrocarburos”, Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Caracas, Sep.2001.
Algunas de las situaciones que a veces se presentan, y que deben ser consideradas con cuidado puesto a que no se avienen con las suposiciones iníciales usadas en la derivación de la EBM son las siguientes:
1. Supersaturación de los hidrocarburos líquidos del yacimiento
Algunas veces, al disminuir la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de solución, pero en un volumen inferior a los esperados por los análisis PVT realizados bajo condiciones de equilibrio. En este caso, considerado inestable desde el punto de vista de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución (Rs) que excede el equilibrio obtenido de los análisis PVT.
Esta situación muestra presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se esperarían usando la EBM. La presión real será inferior a la esperada puesto a que una fracción del volumen de hidrocarburos se encuentra en fase liquida y esta sin ejercer la presión parcial de vapor que le corresponde, en lugar de estar en la fase de gas libre ejerciendo la presión correspondiente a un gas a la temperatura del yacimiento.
2. Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante la EBM
La EBM 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, para esto es muy importante seleccionar un análisis de PVT para los parámetros de βo, βg y Rs a diferentes presiones. Dicho análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia de los fenómenos que han intervenido en la producción de los fluidos medidos.
Si el análisis PVT utilizado no representa las condiciones de la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos de la EBM serán cuestionables o de valor limitado.
3. Presión promedio del yacimiento
Para la EBM se supuso que el yacimiento se comporta como una celda o tanque ubicado en el volumen de control, en equilibrio total e instantáneo y con transmisibilidad de igual modo, a partir de esto surge la suposición de que la totalidad de los hidrocarburos en el yacimiento están a la misma presión.
Las presiones usadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del sistema. Las presiones estáticas usadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible, debe usarse la ponderación volumétrica de las presiones medidas para asegurar la validez de los resultados.
Por ultimo, al tomar las presiones requeridas deben tomarse en cuenta los siguientes aspectos:
Precisión del equipo utilizado para tomar las presiones.
Tiempos de restauración, cierre y utilización de las presiones restauradas.
Consideraciones sobre mediciones individuales de presiones de pozos productores y/o de observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento, ponderada volumétricamente.
4. Errores de medición en los volúmenes de los fluidos
El error más común son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición dan errores muy altos al tratarse de yacimientos subsaturados.
5. Acuíferos activos y descensos leves de presión
Un descenso de presión (∆P) provoca cambios en los valores de βo, βg y Rs.
Cuando se tiene un acuífero muy activo o el casquete de gas muy grande los ∆P son muy leves lo cual origina dificultades en la aplicación de la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Gp, Np y Wp no son significativas, en esto influye la precisión con la que se hayan medido en el laboratorio βo, βg y Rs. Por otro lado, en los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende a comportarse como un yacimiento gasífero que petrolífero.
6. Estimados de la expansión del gas en la capa de gas (m)
Otra de las suposiciones iníciales para la derivación de la EBM fue 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 saturación de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la petrolífera. Para estos casos, el valor de m tiene que ser computado usando todo el gas libre y todo el petróleo en estado liquido contenido en el volumen de poros, independientemente del sitio en que se encuentren.
7. Petróleo activo
Existen diferentes circunstancias en los que los descensos de presión causados por la producción e inyección de fluidos no afectan la totalidad de hidrocarburos contenidos en el yacimiento, algunos de estos son: cuando el yacimiento es muy grande y ha habido poca producción, cuando en el yacimiento existen zonas con baja permeabilidad la cuale no ha sido afectadas por los descensos de presión que hay en aquellas zonas mas permeables, entre otros.
En estas situaciones existen dos valores para N, petróleo activo (N activo) y petróleo inactivo (N inactivo). cabe destacar que la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N).
Es importante saber que petróleo inicial 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.
En estos casos, los resultados de los cálculos con la EBM generan valores de N
corresponden al volumen de petróleo activo y no al petróleo original en sitio, es por ello que a medida que transcurre el tiempo el valor calculado de N aumenta, esto de da ya que N refleja el volumen de petróleo activo.
Bibliografia
Essenfeld, M. y Barberii, E.: “Yacimientos de Hidrocarburos”, Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Caracas, Sep.2001.
