Fuentes de error en la aplicacion de la Ecuacion de Balance de Materiales (Parte II)
-Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos.
Una de las fuentes de errores mas comunes en la aplicacion de la Ecuación de Balance de Materiales son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición, dan valores muy altos tratándose de yacimientos subsaturados.
-Acuíferos activos y descensos leves de presión.
La sola inspección de la Ecuación de Balance de Materiales revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso de presión (dP) a su vez provoca cambios en los factores Bo, Bg y Rs.
Cuando el acuífero es muy activo o el casquete de gas es muy grande, los descensos de presión son muy leves y esto origina severas dificultades en la aplicacion de la EBM. Las diferencia de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp, y Wp no son significativas, y en los cuales influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio Bo, Bg y Rs. En los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende mas a comportarse como un yacimiento gasifero que petrolífero.
-Estimados de m.
Originalmente en la derivación de la EBM se supuso que todo el gas libre del yacimiento existe en el casquete de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo, este concepto puede ser fuente de error ya que en oportunidades hay saturación de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la zona petrolífera.
En la derivación se supuso:
So (Zona petrolífera) = 1 - Swi
Sg (Zona gasifera) = 1 - Swi
En los casos que existe algo de petróleo en el casquete de gas y algo de gas en la zona petrolífera, el valor de m tiene que ser computado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado liquido contenido en el volumen de poros, independientemente del sitio donde se encuentren.
-Concepto de petróleo activo.
Para la EBM se supuso que se contaba con presiones uniformes y equilibrio instantáneo. Es evidente que hay situaciones cuando el volumen total de hidrocarburos del sistema roca/fluido no es afectado por el empuje de la presión generado por la producción y/o inyección de fluidos. Esto ocurre en diferentes circunstancias, por ejemplo: cuando el volumen de control es grande y la producción no ha sido cuantiosa; cuando existen zonas de baja permeabilidad en las que la difusividad es baja y no han sido afectadas por descensos de la presión existentes en las zonas mas permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado por la producción que ha ocurrido (dNp) no se ha reflejado en la totalidad del volumen de hidrocarburos contenido en el yacimiento.
En los casos en que ocurren estas situaciones, en un determinado momento de la historia cuando se estén haciendo cálculos del yacimiento, existen en el sistema dos valores de N: una fracción denominada petróleo activo (N activo) y la otra denominada petróleo inactivo (N inactivo) en ese momento. Obviamente, la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N). Aunque el petróleo total inicial en sitio no cambia, la relación del volumen inactivo cambia en forma tal que con el tiempo el volumen de petróleo activo va creciendo a expensas del petróleo inactivo, hasta llegar el momento en que la totalidad del petróleo inicial es petróleo activo y ha respondido a los descensos de presión causados por los volúmenes crecientes de fluidos producidos.
En sistemas de las características antes mencionadas (gran tamaño, zonas de baja difusividad, etc.), los resultados de cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al total original en sitio. Por eso, a medida que se repite el calculo al pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.
Bibliografia.
Yacimientos de Hidrocarburos. Martin Essenfeld, Efrain E. Barberii.
Una de las fuentes de errores mas comunes en la aplicacion de la Ecuación de Balance de Materiales son las cifras erróneas de la producción de fluidos. Los estimados de N y We, al existir errores de medición, dan valores muy altos tratándose de yacimientos subsaturados.
-Acuíferos activos y descensos leves de presión.
La sola inspección de la Ecuación de Balance de Materiales revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso de presión (dP) a su vez provoca cambios en los factores Bo, Bg y Rs.
Cuando el acuífero es muy activo o el casquete de gas es muy grande, los descensos de presión son muy leves y esto origina severas dificultades en la aplicacion de la EBM. Las diferencia de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de Np, Gp, y Wp no son significativas, y en los cuales influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio Bo, Bg y Rs. En los casos en que el casquete de gas es muy grande comparado con el petróleo en sitio, el yacimiento tiende mas a comportarse como un yacimiento gasifero que petrolífero.
-Estimados de m.
Originalmente en la derivación de la EBM se supuso que todo el gas libre del yacimiento existe en el casquete de gas y que todo el petróleo se encuentra en la zona petrolífera. Sin embargo, este concepto puede ser fuente de error ya que en oportunidades hay saturación de petróleo en la zona de gas libre y hay gas en la zona petrolífera.
En la derivación se supuso:
So (Zona petrolífera) = 1 - Swi
Sg (Zona gasifera) = 1 - Swi
En los casos que existe algo de petróleo en el casquete de gas y algo de gas en la zona petrolífera, el valor de m tiene que ser computado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado liquido contenido en el volumen de poros, independientemente del sitio donde se encuentren.
-Concepto de petróleo activo.
Para la EBM se supuso que se contaba con presiones uniformes y equilibrio instantáneo. Es evidente que hay situaciones cuando el volumen total de hidrocarburos del sistema roca/fluido no es afectado por el empuje de la presión generado por la producción y/o inyección de fluidos. Esto ocurre en diferentes circunstancias, por ejemplo: cuando el volumen de control es grande y la producción no ha sido cuantiosa; cuando existen zonas de baja permeabilidad en las que la difusividad es baja y no han sido afectadas por descensos de la presión existentes en las zonas mas permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado por la producción que ha ocurrido (dNp) no se ha reflejado en la totalidad del volumen de hidrocarburos contenido en el yacimiento.
En los casos en que ocurren estas situaciones, en un determinado momento de la historia cuando se estén haciendo cálculos del yacimiento, existen en el sistema dos valores de N: una fracción denominada petróleo activo (N activo) y la otra denominada petróleo inactivo (N inactivo) en ese momento. Obviamente, la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N). Aunque el petróleo total inicial en sitio no cambia, la relación del volumen inactivo cambia en forma tal que con el tiempo el volumen de petróleo activo va creciendo a expensas del petróleo inactivo, hasta llegar el momento en que la totalidad del petróleo inicial es petróleo activo y ha respondido a los descensos de presión causados por los volúmenes crecientes de fluidos producidos.
En sistemas de las características antes mencionadas (gran tamaño, zonas de baja difusividad, etc.), los resultados de cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al total original en sitio. Por eso, a medida que se repite el calculo al pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.
Bibliografia.
Yacimientos de Hidrocarburos. Martin Essenfeld, Efrain E. Barberii.
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