Ecuación de balance de materiales. La ecuación de

Ecuación de balance de materiales.
La ecuación de balance de materiales (EBM) se deriva como el balance volumétrico que
iguala la producción acumulada de fluidos, expresada como un vaciamiento, y la
expansión de los fluidos como resultado de una caída de presión en el yacimiento.
¿Qué se determina con la Ecuación de Balance de Materiales?
De un modo especial, se utiliza para estimar las cantidades de hidrocarburos inicialmente
en el yacimiento y predecir el comportamiento futuro y recuperación total de gas bajo unas
condiciones de abandono dadas.
¿Qué información se requiere?
La derivación de la EBM contempla el desarrollo de los términos que caracterizan el
comportamiento volumétrico de yacimientos de petróleo:
Historia de producción de petróleo, producción de agua y gas
Historia de presiones.
Análisis PVT
Saturaciones iniciales de los fluidos.
¿En qué se basa y en qué consiste la EBM?
Se basa en el Principio de la Conservación de la Masa, ni se crea ni se destruye.
La Ecuación de Balance de Materiales (EBM) o Ecuación de Schilthuis se fundamenta en
el análisis volumétrico efectuado dentro de un volumen de control que corresponde a los
límites iniciales de las zonas ocupadas por los hidrocarburos.
Suposiciones y Limitaciones de la EBM
Las suposiciones generales de la EBM son:
La presión y saturaciones del yacimiento son uniformes en un tiempo dado.
Existe equilibrio termodinámico para cada componente en las fases gas y líquido en el
yacimiento y en los separadores.Las propiedades petrofísicas de la formación son
uniformes.
El yacimiento no tienen pierna de petróleo.Solo se produce la fase gaseosa existente en
el yacimiento, la fase líquida es inmóvil excepto por procesos de revaporización a bajas
presiones de agotamiento.Todos los pozos producen de la misma composición y al mismo
sistema de separación superficial.No existe empuje hidráulico.
Entre las limitaciones teoricas tenemos:
La suposición de que el petróleo crudo y el gas en solución se encuentran en equilibrio
termodinámico. Wieland y Kennedy (1957) encontraron una tendencia en la fase líquida a
permanecer sobresaturada con gas a medida que la presión disminuye, Por tanto el
efecto de sobresaturación hace que las presiones del yacimiento sean menores que si se
hubiese logrado el equilibrio.
La suposición de que los datos PVT empleados en la EBM, duplican los procesos de
liberación en el campo. En algunos casos los datos de PVT se basan en procesos de
liberación de gas muy diferentes a los que realmente ocurren en el yacimiento. Esto
aumenta el rango de error en la EBM.
La suposición de que el gas en la superficie posee la misma composición que el gas en el
yacimiento. Este cambio se verifica al estudiar el cambio en la composición de los gases,
por ejemplo, la composición de los petróleos volátiles contiene mayor cantidad de líquidos
en la fase de vapor que se puede recuperar, pero que el proceso de liberación diferencial
no considera.
Por otra parte, nos encontramos con las limitaciones prácticas. Éstas generalmente tienen
que ver con la medición de datos, y dependen casi en su totalidad de la exactitud de las
medidas tomadas. Datos confiables generan resultados confiables, lo contrario limita la
eficiencia de la EBM.
En su mayoría estos errores dependen del factor humano y de las condiciones de trabajo,
sin embargo a menudo también son generados por las condiciones del yacimiento, entre
ellas destacan:
Empujes hidrostáticos y capas de gas muy grandes con respecto a las zonas de petróleo
que acompañan. En estos casos las condiciones de presiones del yacimiento se
mantienen casi constantes e iguales a su presión inicial. La EBM no es capaz de calcular
eficazmente el POES debido a que la caída de presión en el yacimiento es muy pequeña,
y generalmente el error en las mediciones de los datos muy elevada.
Yacimientos de grandes extensiones, que poseen bajos valores de permeabilidad y un
crudo de alta viscosidad, presentan dificultades excepcionales para el cálculo de la
presión estática o presión final de restauración (static bottom-hole pressure). Las
presiones que se miden bajo estas condiciones no son confiables y generalmente no
representan las verdaderas presiones promedio del yacimiento. Adicionalmente otras
condiciones como lo son fracturas en los yacimientos, y la alternancia entre zonas de baja
y alta permeabilidad trae como consecuencia la imposibilidad de calcular una verdadera
presión promedio del yacimientoen base a un análisis volumétrico.
Yacimientos de gran extensión vertical, que poseen presiones muy cercanas a la Presión
de burbujeo (Pb), representan un problema ya que la presión promedio puede encontrarse
por encima de la Pb, y aún así en la parte superior del yacimiento puede encontrarse una
pequeña capa de gas. Esta capa de gas hace que los cambios de presión sean menores
de los que arroja la EBM.
La producción de agua y de gas acumulada generalmente no es conocida con exactitud y
por ende este es otro factor por el cual se generan errores.
Todos estos errores son en cierta forma reducibles cuando utilizamos las técnicas de
simulación más modernas, en las cuales no se supone que el yacimiento deba ser un
tanque aislado, sino que se tomen en cuenta los factores externos a él.
Curvas de Declinación de Producción
¿En que se basan y consisten las Curvas de Declinación de Producción?
Las Curvas de Declinación de Producción se basan en “Que los factores que han
afectado la producción en el pasado, lo continuaran haciendo en el futuro”. Por tal motivo
se debe tener en cuenta que en un pozo pueden ocurrir diferentes cambios de la tasa de
declinación durante la vida productiva, los cuales se deben tener en cuenta al momento
de hacer las producciones.
Las curvas de Declinación de Producción representan el método mas usado en la
predicción del comportamiento futuro de producción de un pozo (s), yacimiento o campo,
ya que, este es fácil y confiable. Estas curvas permiten estimar las reservas a recuperar
durante la vida productiva y hacer comparaciones con los estimados por otros métodos
como el balance de materiales.
La declinación es el descenso de la capacidad de producción de un yacimiento, se
originan como consecuencia de una disminución de la presión interna de este, lo que
conlleva a una reducción de los niveles energéticos del mismo. La declinación de
producción de un pozo, no es más que la disminución progresiva de la tasa. Se tiene una
gráfica de tasa contra tiempo de un pozo y se asume que este pozo es el único que esta
drenando el yacimiento, se puedo decir que las reservas de ese yacimiento van hacer
igual a la mayor cantidad de petróleo que este pozo me pueda producir; es decir, se abre
un pozo, ese pozo va a empezar a producir hidrocarburos, este empieza a producir debido
a las condiciones del sistema; por ejemplo, las reducciones de presión y otros, y
relacionándolo con la ecuación de Darcy; a medida de que se avance y que haya una
reducción en la presión, tiene que haber una reducción al paso del tiempo; es decir, que el
comportamiento que tiene la curva de declinación de producción puede tener cualquier
tendencia hasta cierto punto y puede ser que el comportamiento futuro mantenga la
misma tendencia, lo que significa que si se consigue la forma de extrapolar el
comportamiento de la producción de ese pozo, se podría determinar cuánto es lo máximo
que podría producir ese pozo, para este yacimiento y si ese valor se divide entre el POES
del yacimiento, va a dar el factor de recobro máximo que puede producir en ese
yacimiento.
Factores que las afectan
Las curvas de declinación requieren el establecimiento de una tendencia del
comportamiento de producción del pozo, grupos de pozos, yacimiento; cualquier factor
que altere o modifique esta tendencia, limitara la aplicación de éstas. Entre los factores
que afectan a las curvas de declinación se tienen las siguientes:
Periodos Desiguales de Tiempo
Las pruebas de pozos, mediciones entre otros no se efectúan en los pozos considerando
los mismos lapsos de tiempo entre prueba y prueba, lo que hace que los promedios entre
diferentes tiempos no estén bien ponderados. Este factor es de cierta importancia cuando
se usa la presión del pozo o del yacimiento como variable independiente, pero el efecto
será menor cuando se usan las tasas de producción, porque están se asignan
mensualmente. Cambio de Productividad de los Pozos
La productividad de los pozos tiene una declinación natural, cuando en determinados
pozos esta llega a valores bajos, son sometidos a reparaciones con el objeto de
incrementar nuevamente su producción. Generalmente estos cambios no se pueden
tomar en cuenta porque no se puede predecir cuando ello ocurrirá. Cuando el cambio de
productividad en un pozo es significativo, también cambiara la tendencia del
comportamiento de producción del yacimiento.
Completación de Pozos
Al terminar un nuevo pozo, la tasa de producción del yacimiento aumentara, lo cual altera
la tendencia del comportamiento anterior a dicha terminación. En este caso no se podrá
extrapolar la curva porque no se sabe si la declinación de producción continuara según la
misma ley (comportamiento) antes de terminar el nuevo pozo. En dicho caso, habrá que
esperar hasta que se observe una nueva tendencia para proceder a la aplicación de este
método. Si se necesitara una tendencia, se puede trazar una paralela a la tendencia
anterior por el nuevo valor de la tasa de producción del pozo o yacimiento.
Interrupción de los Programas de Producción
Cuando dentro de la vida productiva de un yacimiento existen cierres de producción total
o parcial por razones de carencia de mercado, problemas en los equipos de superficie y
otros, se desconocerá la nueva tasa de producción del yacimiento cuando sea reactivado.
Además se desconoce si se continuara con el mismo comportamiento anterior al cierre.
Esto causa notables problemas en el estudio de las curvas de declinación.
Veracidad de los Datos
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