Metodo estimacion Np (Tarner)
Método de Estimación de Producción de Petróleo: Método Tarner
Tarner (1944) sugirió una técnica iterativa para predecir la producción acumulada de petróleo (Np) y producción acumulada de gas (Gp) como función de la presión del yacimiento. El método está basado en la solución de la ecuación de balance de materiales y la ecuación del radio gas en solución petróleo instantáneo simultáneamente con una caída de presión desde una conocida p* a otra asumida p. Es acordemente asumido que tanto el Np como el Gp se incrementarán desde los valores de p* a la p propuesta. Para simplificar la descripción del proceso iterativo propuesto, el método se ilustrará para un yacimiento volumétrico y saturado; sin embargo, el método puede ser usado para predecir el comportamiento volumétrico del yacimiento bajo diferentes mecanismos de empuje.
- Paso 1: Seleccione una presión de yacimiento futura (asumida) por debajo de la inicial (actual) y tome la data PVT a las condiciones conocidas, teniendo en cuenta que tanto el Np como el Gp aumentarán y serán igual a cero a las condiciones iniciales.
- Paso 2: Estime o suponga un valor de Np a la presión asumida en el paso 1.
- Paso 3: Calcule el Gp rearreglando la EBM.
Gp= N [ (Rsi – Rs) – (Boi- Bo)/Bg ] – Np [ (Bo/Bg) – Rs ]
Boi = Factor volumétrico de formación inicial, bbl/STB
Rsi =solubilidad del gas inicial, scf/STB
Bo = Factor volumétrico de formación a la presión asumida, bbl/STB
Bg = Factor volumétrico de formación de gas a la presión asumida, bbl/scf
Bt =Factor volumétrico de formación total a la presión asumida , bbl/STB
N = petróleo originalmente en sitio, STB
- Paso 4: Calcular las saturaciones de petróleo y gas al valor Np asumido y a la presión seleccionada.
So = (1 – Swi) [ 1 – Np/N ] (Bo/Boi)
Sg = 1 – So – Swi
Sl = So + Swi
SL = Saturación total de líquido
Boi = Factor volumétrico de formación de petróleo inicial bbl/STB
Bo =factor volumétrico de formación de petróleo de la presión asumida, bbl/STB
Sg = saturación de gas a la presión asumida
So = saturación de petróleo a la presión asumida.
- Paso 5: Usando la data relativa disponible, determine la relación Kg/Ko y se obtiene el Rs instantáneo.
Rsi= Rs + (Kg/ko) [UoBo/UgBg]
- Paso 6: Calcule de nuevo Gp a la presión asumida.
Gp= Gp* + [Rsi* + Rs] [ Np – Np* ]
2
Donde Gp*, Rsi* y Np* son valores a la presión conocida.
- Paso 7: Los cálculos realizados en el paso 3 y 6 dan dos estimaciones, una por la EBM y otra por la ecuación de Rs.
Estos dos valores de Gp son calculados bajo ecuaciones independientes, de forma que si los valores concuerdan el valor de Np es correcto a la presión escogida en el paso 1 y repetida en el paso 6, de lo contrario seleccione un nuevo valor de Np y repita el procedimiento del paso 2 y 6.
- Paso 8: En orden de simplificar el proceso iterativo, tres valores de Np pueden ser asumidos, la cuales dan tres soluciones diferentesde Gp. Cuando los valores de Gp son computados y graficados versus los valores asumidos de Np, da como resultado dos curvas (una representando el paso 3 y otra el paso 5) que se intersectarán en el valor de Np y Gp que satisfaga ambas ecuaciones.
Se debe tener en cuenta que puede ser mas conveniente valores de Np como fracción de N. Ejm 0.01N, en vez de 10000 STB. En este método, un valor correcto de N no es requerido. Los resultados de los cálculos serán en consecuencia en términos de STB de petróleo producido por STB de petróleo originalmente en sitio.
Referencias bibliográficas:
Tarek, Ahmad-“Advanced Reservoir Engineering” editorial Elsevier. (2005)
Tarner (1944) sugirió una técnica iterativa para predecir la producción acumulada de petróleo (Np) y producción acumulada de gas (Gp) como función de la presión del yacimiento. El método está basado en la solución de la ecuación de balance de materiales y la ecuación del radio gas en solución petróleo instantáneo simultáneamente con una caída de presión desde una conocida p* a otra asumida p. Es acordemente asumido que tanto el Np como el Gp se incrementarán desde los valores de p* a la p propuesta. Para simplificar la descripción del proceso iterativo propuesto, el método se ilustrará para un yacimiento volumétrico y saturado; sin embargo, el método puede ser usado para predecir el comportamiento volumétrico del yacimiento bajo diferentes mecanismos de empuje.
- Paso 1: Seleccione una presión de yacimiento futura (asumida) por debajo de la inicial (actual) y tome la data PVT a las condiciones conocidas, teniendo en cuenta que tanto el Np como el Gp aumentarán y serán igual a cero a las condiciones iniciales.
- Paso 2: Estime o suponga un valor de Np a la presión asumida en el paso 1.
- Paso 3: Calcule el Gp rearreglando la EBM.
Gp= N [ (Rsi – Rs) – (Boi- Bo)/Bg ] – Np [ (Bo/Bg) – Rs ]
Boi = Factor volumétrico de formación inicial, bbl/STB
Rsi =solubilidad del gas inicial, scf/STB
Bo = Factor volumétrico de formación a la presión asumida, bbl/STB
Bg = Factor volumétrico de formación de gas a la presión asumida, bbl/scf
Bt =Factor volumétrico de formación total a la presión asumida , bbl/STB
N = petróleo originalmente en sitio, STB
- Paso 4: Calcular las saturaciones de petróleo y gas al valor Np asumido y a la presión seleccionada.
So = (1 – Swi) [ 1 – Np/N ] (Bo/Boi)
Sg = 1 – So – Swi
Sl = So + Swi
SL = Saturación total de líquido
Boi = Factor volumétrico de formación de petróleo inicial bbl/STB
Bo =factor volumétrico de formación de petróleo de la presión asumida, bbl/STB
Sg = saturación de gas a la presión asumida
So = saturación de petróleo a la presión asumida.
- Paso 5: Usando la data relativa disponible, determine la relación Kg/Ko y se obtiene el Rs instantáneo.
Rsi= Rs + (Kg/ko) [UoBo/UgBg]
- Paso 6: Calcule de nuevo Gp a la presión asumida.
Gp= Gp* + [Rsi* + Rs] [ Np – Np* ]
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Donde Gp*, Rsi* y Np* son valores a la presión conocida.
- Paso 7: Los cálculos realizados en el paso 3 y 6 dan dos estimaciones, una por la EBM y otra por la ecuación de Rs.
Estos dos valores de Gp son calculados bajo ecuaciones independientes, de forma que si los valores concuerdan el valor de Np es correcto a la presión escogida en el paso 1 y repetida en el paso 6, de lo contrario seleccione un nuevo valor de Np y repita el procedimiento del paso 2 y 6.
- Paso 8: En orden de simplificar el proceso iterativo, tres valores de Np pueden ser asumidos, la cuales dan tres soluciones diferentesde Gp. Cuando los valores de Gp son computados y graficados versus los valores asumidos de Np, da como resultado dos curvas (una representando el paso 3 y otra el paso 5) que se intersectarán en el valor de Np y Gp que satisfaga ambas ecuaciones.
Se debe tener en cuenta que puede ser mas conveniente valores de Np como fracción de N. Ejm 0.01N, en vez de 10000 STB. En este método, un valor correcto de N no es requerido. Los resultados de los cálculos serán en consecuencia en términos de STB de petróleo producido por STB de petróleo originalmente en sitio.
Referencias bibliográficas:
Tarek, Ahmad-“Advanced Reservoir Engineering” editorial Elsevier. (2005)
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