Métodos Gráficos para la solución de la EBM (PARTE I)

Los principales métodos de resolución de la ecuación de balance de materiales son métodos gráficos que permiten calcular las variables desconocidas :




m las cual es la relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas y el
volumen inicial de petróleo mas gas disuelto en la zona de petróleo
(parámetro adimensional); y

N volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales [MMSTB];

con base en los datos de producción, PVT, influjo de agua, partiendo de la ecuación lineal de balance de materiales.

La ecuación de balance de materiales en su forma general es:






F = N [Eo + mEg + (1 + m)Efw] +We

F = NEt +We


En la cual es lado izquierdo representa el vaciamiento mientras que del lado se encuentran la expansión de la zona de petróleo y gas libre más la expansión de la roca y agua connata más el influjo de agua.

Como métodos de resolución de la EBM tenemos:

- Método F vs. Et.
- Método de la capa de gas (F/Eo vs. Eg/Eo)
- Método del acuífero (F/Et vs. We/Et)

Método F vs. Et.

En este método se aplican las siguientes suposiciones:
- Se tiene un yacimiento volumétrico (We=0)
- No se tiene capa de gas (m=o)
- Expansión de la roca y el agua connata como mecanismo de empuje es despreciable, por tanto la ecuación lineal de balance de materiales es:

F = NEo

En este caso tenemos la condición de la que el vaciamiento (F) y la expansión del petróleo y gas en solución (Eo), son conocido, es por ello que se realiza un grafico F vs Eo , se obtiene una línea recta que pasa por el origen cuya pendiente es igual al petróleo original en sitio (N).

Cuando existe un influjo de agua (We≠0), la ecuación de balance de materiales se puede escribir como:
F - We = NEo,
y se grafica (F –We) Vs (Eo).

Si suponemos que la expansión de la roca y el agua connata no es desprecible, la EBM se escribe como:
F −We = N [Eo + Efw]
y se grafica (F −We) Vs (Eo + Efw).



En el caso que se tengas un valor estimado de la capa de gas, la EBM se puede escribir como:
F −We = N[Eo + mEg + (1 + m)Efw]
y se grafica (F −We) vs. (Eo + mEg + (1 + m)Efw).
Este método supone m correcto o igual que las suposiciones intrínsecas en la EBM, en el caso se que subestimo o se sobre estime el valor de m la grafica tenderá a desviarse por encima por dejado de la línea recta correspondiente al valor de m.

En general se grafica: (F - We ) Vs (Et), siento N la pendiente, es decir, la cantidad de petróleo original en sitio.
Fuente:
-Clases del profesor Angel Da silva
-Clases de preparaduria (Yacimientos II) Bachiller Yulimar Velasco

Entradas populares de este blog

Un simple procedimiento para desarrollar curvas analíticas IPR a partir de simuladores de yacimientos con aplicación en optimización de producción

Imagen
Introducción La estimación del desempeño individual de pozos petroleros puede ser usada para determinar un método de producción óptimo, diseño de levantamiento artificial, diseño de estimulación, tratamientos y desempeño de producción. La utilización de un simulador numérico consume mucho tiempo mientras las curvas IPR pueden representar el comportamiento del yaci-miento con bajo esfuerzo computacional. Gilbert utilizo curvas que relacionaban tasa de flujo y presión. Las llamo curvas IPR. Weller desarrollo un método para calcular el comportamiento de agotamiento en yacimientos con empuje por gas en solución para todas las condiciones de saturación, con flujo de estado estable y relación gas – petróleo variable. Vogel presentó un método para estimar el comportamiento presión – producción de pozos de petróleo produciendo por empuje de gas en solución basado en los resultados de un simulador de yacimientos. Usó el método de Weller para calcular curvas IPR con una variedad de propiedades P
Leer más

Producción Simultánea

Se define como "producción simultánea" a la práctica de producir dos o más yacimientos, arenas o estratos (pozo-zonas) simultáneamente por un mismo entubado de producción; a diferencia de la práctica de “producción secuencial” en que las pozo-zonas son producidas separadamente, uno después de la otra. Siempre y cuando la presión (dígase el potencial) de producción de fondo del pozo se mantenga por debajo de las presiones de los yacimiento de cada uno de los pozo-zonas, estos aportarán fluidos al pozo. Solamente durante los lapsos de cierre del pozo, es cuando se podrían presentar flujos cruzados entre los pozo-zonas, en función de los diferenciales de presión (potencial) entre ellas. Pero, así como un pozo-zona podría tomar fluidos durante el lapso del cierre, igualmente restituiría al pozo el volumen tomado, una vez reiniciada la producción del pozo. Es importante señalar la condición de que exista la compatibilidad de los fluidos provenientes del pozo-zona, lo cual constitu
Leer más

Estimulación de Pozo (parte II)

Imagen
Estimulación de Pozo (parte II) FRACTURAMIENTO DE ESTRATOS Justificación : En ciertos casos, la invasión de filtrado y las partículas del fluido de perforación depositadas en el estrato no permiten el flujo de los hidrocarburos hacia el pozo debido a una baja permeabilidad natural, y es por ello que es necesario canales de flujo de mayor amplitud. Procedimiento : Para este método es muy importante tomar en cuenta la viscosidad, peso y composición del fluido, como también la presión de ruptura que debe aplicarse para fracturar el estrato. La inyección debe concentrarse en determinado intervalo y la prolongación del resquebrajamiento del estrato debe ser radial, es muy importante que la cementación entre el revestidor y el estrato, por encima y por debajo del intervalo escogido para hacer la inyección, sea sólida y fuerte para evitar canalización y fuga del fluido hacia arriba y/o hacia abajo, a lo largo de la cementación, o que el fluido fracture intervalos no escogidos. El fluido inyec
Leer más