Método de Schilthuis para Predecir la Producción del Petróleo de un Yacimiento
- El yacimiento debe ser volumétrico, es decir el influjo de agua se puede considerar como despreciable, de esta forma el yacimiento se puede suponer con volumen constante.
- El yacimiento debe estar saturado, por lo tanto se asume que no posee capa de gas inicial y en consecuencia el mecanismo de producción del yacimiento es por Empuje de Gas en Solución. El hecho de ser un yacimiento saturado hace que se pueda considerar la presión inicial igual a la presión de burbuja.
Schilthuis asumió que la presión inicial del yacimiento era la presión de burbuja, tal que la relación de gas disuelto inicial (Rsi) es igual a la relación de gas disuelto a la presión de burbujeo (Rsb).
Rsi = Rsb
Se debe tener en cuenta que el factor volumétrico total será igual al factor volumétrico total inicial para un momento dado, análogamente sucederá con el factor volumétrico del petróleo:
Se sabe que el factor volumétrico total viene dado por la siguiente ecuación:
Sustituyendo:
Así pues el Petróleo Original En Sitio (POES: N) vendrá dado por:
Pasando N al otro lado de la igualdad:
Los términos Np/N y Rp son desconocidos, los mismos se fijarán mediante iteraciones de ensayo y error.
Entre los datos necesarios para la aplicación del Método de Schilthuis, se tienen los siguientes:
- Datos de las propiedades de los fluidos para cada valor de presión (ßo, ßg, Rs, μo y μg).
- La presión inicial y la temperatura del yacimiento.
- El yacimiento debe ser saturado.
- El yacimiento debe ser volumétrico (Influjo de agua despreciable).
- El Petróleo Original En Sitio (POES: N) debe estar a condiciones normales.
- La Saturación de Agua, Sw.
- Datos de la relación de permeabilidades del gas y el petróleo (Kg/Ko), en función de la saturación de Líquidos (Sl).
Para determinar la solución del método se debe seguir los siguientes pasos:
1. Determine el número de los intervalos de presión y las presiones a las cuales se desea trabajar.
2. Asuma un valor de ΔNp/N para el intervalo de presión dado, dicho valor debe oscilar entre 0 y 1.
3. Calcule la producción acumulada de petróleo Np/N, sumando todos los incrementos de producción, ΔNp/N.
4. Con el Np/N calculado en el paso anterior, determine la saturación de líquidos para la presión de interés.
5. Con el valor de saturación de líquidos Sl calculado en el paso anterior, determine el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko.
Donde,
6. Usando la relación de permeabilidades Kg/Ko, determine la Relación de Gas – Petróleo Instantáneo Ri:
7. Calcule el incremento de la producción de gas, ΔGp/N.
8. Calcule la producción acumulada de gas Gp/N a la presión de interés.
9. Calcule la relación entre el gas producido y el petróleo producido Rp.
10. Con los valores calculados de Rp y Np/N determine si se satisface la ecuación. Si el resultado es aproximadamente 1 (puede estar comprendido entre 0,99 y 1,01) el valor asumido fue correcto y puede continuar. Si no se satisface la ecuación, el valor asumido fue erróneo, se debe asumir un nuevo valor de ΔNp/N, vuelva al paso 2.
11. Determine el valor de Np a partir del Np/N asumido.
12. Determine el valor de la recuperación de petróleo acumulada Np a la presión de interés.
Np/N = Valor calculado en el Paso 3. Despeje Np
Donde:
Np = Valor calculado en el Paso 3 por el Petróleo Original En Sitio
13. Pase al siguiente valor de presión Pn+1 e inicie desde el paso 1.
14. Las iteraciones finalizaran cuando se hayan calculado los valores de Np para cada presión previamente establecidos.
Para un mejor entendimiento de los conceptos de Relación Gas – Petróleo Instantánea y Saturación del Petróleo en relación a la presión promedio Véase Blog: “Relación Gas – Petróleo Instantánea & Saturación de Petróleo”
Referencias:
- Universidad Central de Venezuela. Clases de Ingeniería de Yacimientos.
- Escobar, F. Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos. Editorial: Universidad Surcolombiana. Bogota, Colombia, 2008.
