Mi quinta entrada

Universidad Central de Venezuela
Facultad de Ingeniería
Escuela de Petróleo
Asignatura: Ingeniería de Yacimientos II

Clase Nº 5: En esta sesión, el profesor explicó los índices de producción de los mecanismos de empuje y el algoritmo del método de Schilthuis para pronosticar la producción futura de petróleo. Los índices de producción se definen como una medida de la contribución de cada mecanismo de producción a la producción total del yacimiento; representan el porcentaje de producción que corresponde a cada mecanismo, los cuales determinan cual es el mecanismo que aporta mas energía a la producción y cual tiene la mayor dominancia sobre los demás. Estos se representan a través de un gráfico de barras, donde se muestra la contribución de cada mecanismo para cada paso de presión. El siguiente ejemplo ilustra lo anterior:

En este gráfico se observa que a principios de la producción, el mecanismo de contribución que aporta más energía al yacimiento es el de petróleo con gas disuelto y a medida que la presión decae, este mecanismo se va agotando porque el gas comienza a liberarse completamente y su energía se disipa, dirigiéndose hacia pozo. Posteriormente, esta energía es sustituida por el empuje hidráulico del acuífero asociado que contrarresta la caída de presión en el yacimiento. El índice de compresibilidad del volumen poroso es muy poco representativo delante de estos dos mecanismos, es decir, su contribución es muy insignificante por lo que se puede considerar despreciable.

Los índices de producción se obtienen al dividir la energía de cada mecanismo de empuje por el vaciamiento de la ecuación de balance de materiales, como se muestra:







Donde:
Io: Índice de producción de petróleo más gas disuelto o desplazamiento por depleción (IDD).
Ig: Índice de producción de la capa de gas o des plazamiento de segregación (IDS).
Ifw: Índice de producción del volumen poroso o compresibilidad de la roca y del agua connata.
Iw: Índice de producción del agua o desplazamiento de empuje hidrostático (IDH).

Por las razones antes expuestas, Pirson propuso que la energía total del yacimiento es aportada por los siguientes mecanismos de producción:

1. Liberación de gas en solución.
2. Empuje por capa de gas.
3. Empuje hidráulico.

Por lo que la ecuación de Pirson queda de la siguiente forma:

Para el empleo de la ecuación de balance de materiales se requieren de los siguientes datos:

1.- Historia de producción del yacimiento.

2.- Comportamiento P vs. t; t = Tiempo.

3.- Datos PVT.

Con los cuales se obtienen los resultados de interés, tales como: N (POES), G (GOES), We, mecanismos de recobro (Io, Ig,Iw), y análisis de incertidumbre; si la probabilidad de que N sea menor o igual al estimado por la ecuación.

Para ello, trabaja con un modelo tipo tanque (en inglés, tank-oil model) cuyas propiedades no dependen de la ubicación o variación espacial en el yacimiento y toma propiedades promedios del mismo. "Es un método analítico con soluciones exactas". Si al aplicar el método de la línea recta de Havlena-Odeh y el comportamiento de los puntos no es lineal, quiere decir que no se esta cuantificando un mecanismo de producción adicional.

Dentro de los factores de incertidumbre tenemos:

1. Datos PVT.
2. Datos de presión.
3. Historia de producción (Np, Wp, Gp), los cuales llevan consigo errores de medición y omisión. Por lo general se reportan las tazas de producción de los fluidos producidos en superficie.
4. Mecanismos de empuje.
   
   

Método para predecir el comportamiento futuro del yacimiento

Método de Schilthuis

Para aplicar este método se debe considerar lo siguiente:

• Los intervalos de presiones son constantes.
• El yacimiento es volumétrico de petróleo saturado.
• El yacimiento se encuentra inicialmente a la presión de burbuja, por lo que no existe capa de gas (m = 0) y Rsi = Rsb; Rsb: Relación gas en solución-petróleo de burbuja.
• Se debe conocer las propiedades PVT, la cual debe contener los siguientes valores: Bo, Rs, Bg, Bt, uo y ug.
• Petróleo original en sitio (N) a condiciones normales.
• Datos de la relación de permeabilidades (Kg/Ko) en función de la saturación de líquido.
  
  

Algoritmo

1. Se determina el número de intervalos de presión y las presiones a las cuales se va a trabajar.
2. Se asume un valor de ∆Np/N; donde: ∆Np = Npactual - Npanterior
   
3. Se calcula la producción acumulada depetróleo Np/N sumando todos los incrementos de producción:
4. Se determina la saturación de líquido para la presión de interés.
5. Se determina el valor de la relación de permeabilidades Kg/Ko.
6. Se calcula la relación gas-petróleo instantánea.
7. Se calcula el incremento de producción de gas.
8. Se calcula la producción de gas acumulada para la presión de interés.
9. Se calcula la relación gas-petróleo de producción Rp.
10. Con los valores de Rp y Np/N se calcula la siguiente ecuación; si el resultado es aproximadamente 1 (entre 0,99 a 1,01) el procedimiento es correcto y se puede continuar tanteando, de lo contrario debe volver al paso 2.
11. Se detrmina el valor de Np a partir del Np/N asumido.
12. Se pasa al siguiente valor de presión y se inicia nuevamente el procedimiento hasta obtener el valor de Np a la presión deseada.

Donde Ri es la relación de gas-petróleo instantánea, también es conocido como GOR, el cual se define como la relación entre el gas producido y el petróleo producido en un momento determinado, durante la rpoducción de un yacimiento. La producción de gas proviene una parte del gas libre y la otra del gas en solución.

Bibliografía:

• Clases de Ingeniería de Yacimientos II. Profesor Ángel Da Silva.