MÉTODO DE SCHILTHUIS


El método de schilthuis es empleado con el objeto de predecir el comportamiento del yacimiento a futuro.

Las suposiciones realizadas para poder llevar a cabo dicho método son:

· El yacimiento es volumétrico.
· El yacimiento es saturado.
· La presión inicial es igual a la presión de burbujeo, lo que implica que no hay capa de gas y Rs inicial = Rs burbuja.

El método se trata básicamente en determinar paso a paso ciertos parámetros del yacimiento por lo que llaman “ensayo y error” y luego verificar que la fórmula (anexa abajo) sea igual a uno, esto es:

[ Np/N * (βt + (Rp – Rsb) * βg) ] / [ βt – βob ] = 1

Donde se tiene que:

- Np/N es una relación entre el petróleo producido y el POES (petróleo original en sitio), es decir, la producción acumulada de petróleo.
- βt es el factor volumétrico de formación total.
- Rp es la relación gas – petróleo de producción.
- Rsb es la relación gas en solución – petróleo.
- βob es el factor volumétrico de formación del petróleo en el punto de burbuja.

Para la aplicación del método de schilthuis es esencial el conocimiento de unos datos fundamentales, estos son:

· Propiedades de los fluidos (Bo, Bg, Rs, μo y μg) para cada paso de presión.
· Presión inicial y temperatura del yacimiento.
· Petróleo original en sitio a condiciones normales.
· Saturación de agua.
· Datos de la relación de permeabilidades (Kg/Ko).

El procedimiento a seguir para la solución al método de schilthuis es el siguiente:

1. Determinar el número de intervalos de presión y las presiones a las cuales se trabajará.

2. Asumir un valor arbitrario de ∆ Np/N.

3. Hallar la producción acumulada de petróleo sumando todos los incrementos de producción.

Np/N = ∑ [ Np/N ]

4. Determinar la saturación de liquido para la presión que se este trabajando.
SL = Sw + [ (1 - Sw) * (1 - Np/N) * βo ] / βob

5. Determinar el valor de la relación de permeabilidad.
Esta dependerá directamente de la saturación de liquido y petróleo, esta última se obtendrá a partir de la siguiente ecuación:

So = volumen de petróleo remanente / volumen poroso total

6. Hallar la relación gas – petróleo instantánea ( Ri ).
Es la relación entre el gas producido y el petróleo producido para determinado momento, durante la producción del yacimiento, según Darcy se tiene en modo general que:

Ri = Tasa de producción de gas / Tasa de producción de petróleo

Donde la producción de gas proviene una parte del gas libre y la otra del gas en solución.

Ri = Rs + Kg/Ko * [ (βo * μo) / (βg * μg) ]

7. Calcular el incremento de la producción de gas.

∆Gp/N = ∆Np/N * [ ( Ri anterior + Ri actual ) / 2 ]

8. Calcular la producción de gas acumulada para la presión.

Gp/N = ∑ [ Gp/N ]

9. Calcular la relación gas – petróleo de producción.

Rp = (Gp/N) / (Np/N)

10. Con los valores del paso 9 y 10 verificar la ecuación:

[ Np/N * (βt + (Rp – Rsb) * βg) ] / [ βt – βob ] = 1
El rango es (0.95 , 1.05).

11. Determinar el valor de NP a partir del valor de Np/N asumido.

12. Pasar al siguiente paso de presión e iniciar el paso numero 1.

Bibliografía
Clases de Ingenieria de Yacimientos 2, prof. Angel Da Silva, facultad de ingeniería - escuela de petróleo, Universidad Central de Venezuela, 2009.

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