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República Bolivariana de Venezuela.
Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria.
Universidad Nacional Experimental de los Llanos Occidentales “Ezequiel Zamora”.
UNELLEZ-Barinas.
Barinas; Junio de 2015
BACHILLERES:
Antolinez Yudith Monasterio Génesis.
Encarnación Francis. Moreno Jean Carlos.
García David. Pérez Alejandro.
Jaramillo Douliana. Villadiego Raúl.
Méndez Ana. Yepez Javier.
Molina Amelia.
ING. José Rojas.
INDICE.
INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………3
LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES………………………………4
EBM GENERALIZADA……………………………………………………………..5
ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS………………………………………………………………………5
MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA EBM.
MÉTODO DE HAVLENA Y ODEH………………………………………………..9
ECUACIÓN GENERAL DE LA LÍNEA RECTA DE LA EBM (Havlena y Odeh)………………………………………………………………………………..11
FORMAS QUE TOMA LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES EN FUNCIÓN DE LAS CONDICIONES DEL YACIMIENTO……………………...14
MÉTODOS DE PRONÓSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS POR BALANCE DE MATERIALES.
1) MÉTODO DE PIRSON……………………………………………………162. MÉTODO DE TARNER…………………………………………………...173. MÉTODO DE MUSKAT…………………………………………………...18
YACIMIENTOS VOLUMÉTRICOS DE PETRÓLEO SATURADO…………...19
ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS SATURADOS CON CAPA DE GAS……………………………………………..20
CONCLUSIÓN……………………………………………………………………..22
BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………….23
ANEXOS……………………………………………………………………………24
INTRODUCCIÓN.
Desde la existencia del universo en el planeta Tierra y sus alrededores
ha existido la necesidad de encontrar nuevas formas de energía y han
existido movimientos constantes que rigen la continuidad de la vida de todos
los seres vivos, en donde el ser humano ha ido indagando a través de la
historia en cuanto a la exploración, extracción y refinación del petróleo en
muchos países del mundo desde su descubrimiento, con el fin primordial de
obtener el recurso energético más importante de la actualidad.
La necesidad de determinar el desempeño de un yacimiento conllevo
a Schilthuis en 1936 a elaborar la Ecuación de Balance de Materiales (EBM),
la cual se basa en el principio del balance volumétrico, teniendo que la EBM
guarda una relación de todo el material que entra, sale o se acumula de una
región sobre periodo discretos de tiempo durante la historia de producción
del yacimiento.
Para la evaluación de yacimientos volumétricos de petróleo saturado
es de gran importancia ya que relaciona el volumen inicial de gas en la capa
de gas con respecto al volumen inicial de petróleo más el gas disuelto,
además describe el cambio de volumen en cada una de la zona de gas y
petróleo, para luego seguir con la suma algebraica de cada uno de estos
cambios, lo cual nos conduce a la ecuación general de balance de
materiales.
LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES.
La ecuación de balance de materiales (EBM) se ha reconocido como
una de las herramientas básicas del ingeniero de petróleo para la
interpretación y predicción del desempeño del yacimiento.
Cuando se aplica el fondo adecuado, la EBM se puede usar para:
1. Estimar los volúmenes de hidrocarburos en sitio.
2. Predecir la presión del yacimiento.
3. Calcular el influjo de agua.
4. Predecir el desempeño futuro del yacimiento.
5. Predecir factores de recobro bajo distintos tipos de mecanismos de
empuje primario.
Aunque en algunos casos es posible resolver la EBM
simultáneamente para los volúmenes iniciales de hidrocarburos como por
ejemplo, volúmenes de petróleo y gas, y el influjo de agua; generalmente uno
o los otros se deben conocer de otros datos o métodos que no dependen de
los cálculos de balance de materiales. La exactitud de los valores calculados
dependen de la confiabilidad de los datos disponibles, y si las características
del yacimiento se adaptan a las suposiciones que están asociadas con el
desarrollo de la EBM. La ecuación está estructurada para guardar
simplemente el inventario de los materiales que entran, salen y acumulan el
yacimiento.
El concepto de la EBM fue presentado por Schilthuis en 1936 y
simplemente está basada en el principio de balance volumétrico. Indica que
el retiro acumulativo de los fluidos del yacimiento es igual a los efectos
combinados de la expansión del fluido, la compactación del volumen de
poros, y el influjo de agua.
Al pronosticar el comportamiento futuro del yacimiento se desea
conocer de antemano la magnitud de la presión que debe existir a medida
que avanza la producción. Este conocimiento previo de las características
futuras del caudal de producción es muy importante para planificar las
estaciones de flujo y/o el equipo de levantamiento artificial requerido, así
como también la energía adicional que necesita el yacimiento mediante la
inyección de fluidos.
EBM GENERALIZADA.
La EBM está diseñada para tratar el yacimiento como un tanque
simple o región que se caracteriza por las propiedades homogéneas de la
roca, y descrita por la presión promedio; por ejemplo, la no variación de la
presión a través del yacimiento, a cualquier momento o etapa de producción.
De allí, EBM se refiere comúnmente como un tanque modelo o modelo cero-
dimensional (0-D). Por supuesto, estas suposiciones no son realistas; ya que
el yacimiento se considera generalmente heterogéneo con variaciones
considerables en la presión a lo largo del yacimiento. Sin embargo, se
muestra que para el modelo tipo tanque predice exactamente el
comportamiento del yacimiento en la mayoría de los casos, si se dispone de
los datos de presión promedio y producción.
ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES PARA
YACIMIENTOS.
Normalmente está escrita en bases volumétricas:
“los hidrocarburos iníciales =hidrocarburos remanentes + agua que ha
instruido”
El yacimiento es considerado un tanque con cero dimensión
Es una herramienta simple es decir que si se necesitan más
respuestas se recurre a un método más sofisticado.
La figura muestra un tanque (yacimiento) con capa de gas a
condiciones iníciales. Allí, m es el tamaño de la capa de gas, ésta se obtiene
a partir de registros, datos de corazones, datos de completamiento,
presiones de fondo y mapas estructurales. También se ha presentado una
disminución en el volumen poroso disponible a hidrocarburos causados por
expansión de roca y fluido.
La ecuación de balance de materia puede escribirse como:
El volumen original de hidrocarburos + volumen remanente de
hidrocarburos + el volumen de agua instruida desde un acuífero + la
reducción del volumen poroso debido a la expansión de roca y fluido.
La ecuación de balance de materia se expresa en unidades de
yacimiento.
LOS TÉRMINOS QUE EN ELLA INTERVIENEN SE DEFINEN COMO
SIGUE:
Np = Petróleo producido, BF
N = Petróleo original in-situ, BF
G = Gas inicial en el yacimiento
m = Tamaño inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de
gas/volumen de la zona de petróleo (N)
Np = Petróleo producido acumulado, BF
Gp = Gas producido acumulado, pcn
Wp = Agua producido acumulado, BF
Rp = Relación gas-petróleo acumulada, Gp/Np, pcn /BF
Rs = Relación gas-petróleo, pcn/BF
ßo, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del
agua, bbl/BF
ßg = Factor volumétrico de formación del gas, bbl/pcn
We = Intrusión acumulada de agua, BF
Sw = Saturación de agua, fracción
cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psi
cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi
P = Presión estática del yacimiento, psia
ΔP = Pi – P
i = inicial
Volumen de hidrocarburos iniciales = Volumen original de aceite +
volumen original de gas (en la capa), bbl.
Volumen original de aceite = N ßoi, bbl
Volumen original de gas = mN ßoi, bbl
De modo que: Volumen de hidrocarburos iniciales = N ßoi (1 + m)
Volumen de hidrocarburos remanentes = capa de gas original
expandida + petróleo remanente + gas neto liberado, bbl
Asumiendo que no se produce gas de la capa de gas. Existen
problemas cuando el yacimiento es delgado y cuando existe conificación.
Capa de gas original expandida = mNβoiβg/βgi, bbl
Petróleo remanente = (N - Np) ßo, bbl
Gas neto liberado = Gas liberado - gas libre producido
Gas liberado = N (Rsi - Rs)ßg, bbl
Gas libre producido = Np (Rp - Rs) ßg, bbl
Gas en solución producido = Np Rs, bbl
Gas neto liberado = N (Rsi - Rs)ßg - Np (Rp - Rs) ßg, bbl
Volumen hidrocarburos remanentes =(N - Np)ßo + mNßoi (ßg/ßgi) + N
(Rsi - Rs) ßg – Np (Rp - Rs) ßg, bbl
Intrusión neta de agua = (We - Wp) ßw
Por otro lado Dake define el decremento del volumen poroso
disponible a hidrocarburos debido a la expansión de roca y fluido que ocurre
por el decremento de presión a partir del concepto de compresibilidad como:
Involucrando todos los términos en mención, la EBM queda:
Agrupando los términos con N al lado izquierdo y con Np al lado
derecho, se tiene:
Despejando N:
DISCUSIÓN TAL COMO SE PRESENTA LA EBM, SE DEBEN DESTACAR
LOS SIGUIENTES ASPECTOS:
1) Carencia en la dependencia en el tiempo
2) Función de los fluidos producidos
3) We usualmente tiene dependencia temporal
4) Generalmente existen tres incógnitas: We, N, y m
OTROS USOS A LA EBM
1) Desarrollar una relación entre los fluidos producidos con la presión
para predecir el comportamiento del yacimiento
2) Verificar la existencia de la capa de gas
3) Comparar con el petróleo calculado volumétricamente. Esto no
significa que los valores sean cercanos. Balance de materia siente la
presencia de una falla (2 yacimientos) o puede haber una extensión en el
yacimiento que el método volumétrico no detecta.
4) No es bueno tratar de hallar N con la Ecuación de balance de materia
en yacimientos con alta intrusión de agua porque Pi - P es pequeño.
MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA EBM.
MÉTODO DE HAVLENA Y ODEH
Este método no es más que la similitud entre la EBM y la ecuación de una
línea recta con el propósito de interpretar el comportamiento de las variables
establecidas o definidas. Por lo que se agruparon términos que tuvieran
relación entre ellos para obtener dicha línea recta a partir de la EBM.
¿Para qué nos sirve la EBM?
La EBM nos sirve para determinar el valor de m y N (Hacer cotejo) y para
realizar predicciones (NP y Gp).
¿Cómo obtengo una ecuación de línea recta a partir de la EBM?
• Del lado izquierdo de la EBM todos los términos se relacionan, ya que
todos representan la producción acumulada de los fluidos producidos del
yacimiento. Por esta razón Havlena y Odeh definieron dicho término como
"F".
Entonces F: Np.[Bo+(Rp-Rs).Bg]+Wp.Bw
Del lado derecho: consideraron ciertas implicaciones para definir los
términos que se encontraban de éste lado y poder agruparlos.
El término relacionado con la Expansión del petróleo y gas en solución
lo llamaron Eo.
Eo: Bo-Boi +(Rsi-Rs).Bg
El término relacionado en la EBM con la expansión de gas en la capa
del gas, le asignaron Eg.
El término relacionado con la expansión del agua connata y reducción
del volumen poroso le asignaron Efw:
ECUACIÓN GENERAL DE LA LÍNEA RECTA DE LA EBM (Havlena y Odeh).
Sustituyendo los valores anteriores en la EBM y colocándola en
función de los de los términos establecidos.
Como Eo+mEg+(1+m)Efw representa la expansión total en el
yacimiento entonces la ecuación queda:
Esta es la ecuación de una línea recta cuya pendiente es N y con
punto de corte We. We es variable no es constante ya que es un término que
varía con la presión.
BASÁNDONOS EN LA ECUACIÓN DE LÍNEA RECTA DE LA EBM, EL
COMPORTAMIENTO DE DICHA ECUACIÓN VARÍA SI:
1. EL YACIMIENTO ES VOLUMÉTRICO- EMPUJE POR GAS EN
SOLUCIÓN + COMPACTACIÓN O REDUCCIÓN DEL VOLUMEN POROSO:
A. -Si el yacimiento es volumétrico (we=0).
B. -Si sólo se produce empuje o producción de hidrocarburos por
expansión del gas disuelto, quiere decir que no hay capa de gas entonces
(m=0), es decir estamos por encima de Pb.
C. -Ewf existe por encima de Pb, y es el mecanismo que más aporte
brinda a la producción de hidrocarburo bajo esta condición.
Al considerar estos aspectos para este caso la ecuación queda:
F=N[Eo+Efw]
(Recta que pasa por el origen y de pendiente N, con diferentes valores de
presión se consiguen valores para Eo+Efw para graficar). Esto permite
determinar N.
2. SI EL YACIMIENTO ES VOLUMÉTRICO+EMPUJE POR GAS EN
SOLUCIÓN+ CAPA DE GAS
A. -Bajo estas condiciones estamos por debajo de Pb.
B. -Para este caso Efw se considera despreciable (aunque actúa y
existe), lo que sucede es que para esta condición como nos encontramos por
debajo de Pb, son otros mecanismos lo que ofrecen mayor aporte a la
producción.
C. -Por ser yacimiento volumétrico We=0.
Al considerar estos aspectos la Ecuación queda:
(Ecuación de una línea recta que pasa por N, y de pendiente m.N). Se
obtiene al graficar F/Eo vs Eg/Eo.
3. SI EL YACIMIENTO ES NO VOLUMÉTRICO (EMPUJE POR AGUA)
+GAS EN SOLUCIÓN+COMPACTACIÓN DEL VOLUMEN POROSO.
A. Si el yacimiento es no volumétrico, existe un acuífero asociado al
yacimiento entonces (We≠0), existe.
• Estamos por encima del Pb.
• Existe Efw a presiones por encima de Pb. -Por encima de Pb no tengo
capa de gas, sólo se expande el gas disuelto en el petróleo. (m=0).
Al considerar esto la ecuación queda:
(Ecuación de línea recta de pendiente N y punto de corte en 0)
OBSERVACIÓN IMPORTANTE: We no es punto de corte, porque We
varía con la presión. Error típico.
B. Si el yacimiento es no volumétrico (empuje por agua)+ gas en solución
+capa de gas.
• Estamos por debajo de Pb. -El yacimiento es No Volumétric0, tiene un
acuífero asociado (We≠0).
• Por debajo de Pb se expande el gas disuelto y el gas de la capa de
gas, por lo que (m≠0).
• Efw es despreciable por debajo de Pb.
Al tomar en cuenta estas consideraciones y dividiendo la ecuación por
E0 nos queda:
(Ecuación de una línea recta con punto de corte N, y pendiente mN).
C. Yacimiento No Volumétrico (Empuje por agua) +gas en solución
• We existe ya que tiene asociado un acuífero.
• Estamos por encima de Pb. Entonces existe Efw y m=0 (No hay capa
de gas)
La ecuación que representa estas condiciones:
(Ecuación de una línea recta de pendiente 1 y punto de corte N).
OBSERVACIÓN: Si al graficar no da lineal (R2>0.98), como dicen
Havlena y Odeh entonces se revisan los cálculos y en caso de no existir error
entonces es porque existe un mecanismo de producción que no estamos
considerando.
FORMAS QUE TOMA LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES EN
FUNCIÓN DE LAS CONDICIONES DEL YACIMIENTO.
Para casos específicos de yacimientos de petróleo la Ecuación de
Balance de Materiales va a ser utilizada dependiendo de las condiciones a la
que se encuentre el yacimiento, por lo uqe es importante saber si estamos
por encima o por debajo de la Presión de Burbujeo (Pb).
A. PARA PRESIONES POR DEBAJO DE LA PRESIÓN DE BURBUJEO
(Pyac>Pb).
• No tenemos gas libre en el yacimiento.(m=0)
• El mecanismo que más contribuye a esta condición de presión es la
Expansión del Petróleo y Reducción del Volumen Poroso.
• Consideramos un yacimiento volumétrico por lo que We=0.
• No hay producción de agua (Wp=0).
• Por encima de la Pb (Rp=Rs) y (Rs=Rsi). Esto lo consideramos
teniendo en cuenta el gráfico de Rs vs P y el de Rp vs P.
Considerando todos los factores mencionados y simplificando en la
EBM estos términos nos queda:
Si se conocen los Bo:
Si se conocen las compresibilidades:
B. POR DEBAJO DE LA PRESIÓN DE BURBUJEO (Pyac<>, ( Sin capa
de Gas)
• Al estar por debajo de Pb tenemos gas y el mecanismo que comienza
a producir hidrocarburos es la Expansión por Gas en Solución. Ya que el
gas es mucho más compresible.
• Consideramos Wp=0.
• Rp≠Rs y Rsi≠ Rs a esta condición de presión.
• Como para este caso estamos considerando que solo se produce
Expansión del gas en solución ya que no hay capa de gas entonces (m=0).
• Continuamos considerando que es un yacimiento volumétrico por lo
que (We=0).
• Por debajo del Pb, el efecto de la compresibilidad es despreciable,
mas no es que no existe. Lo que sucede es que para esta condición de
presión es la expansión del gas la que ofrece mayor aporte en comparación
con este mecanismo. Entonces por ello el término de Expansión del agua
connata y reducción del volumen poroso lo consideramos igual a cero.
Quedando para este caso la EBM:
C. POR DEBAJO DE LA PRESIÓN DE BURBUJEO (Pyac, (Con capa de
Gas).
• El mecanismo de mayor aporte en este caso es la Expansión del gas
disuelto y la Expansión de gas en la capa de gas.
• Como hay capa de gas m es distinto de cero es decir (m≠0).
• Por debajo del Pb, el efecto de la compresibilidad sigue actuando pero
es despreciable, con respecto al aporte de los otros mecanismos presentes.
• Considerando que no hay influjo de agua (We=0).
• Considerando que no hay producción de agua (Wp=0).
Al considerar todos estos aspectos la EBM queda:
NOTA: Por debajo de la Presión de Burbujeo ya no sólo la
compresibilidad es la que actúa como mecanismo de producción, ya que
ahora la expansión del gas disuelto y la expansión del gas en la capa de gas
comienzan a brindar sus propios aportes y en mayor medida que la
expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.
El término de Expansión del agua connata y reducción del volumen
poroso para Pyac.
MÉTODOS DE PRONÓSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE LOS
YACIMIENTOS POR BALANCE DE MATERIALES.
Existen varios métodos de pronóstico del comportamiento de los
yacimientos por balance de materiales. Los tres métodos fundamentales y
más utilizados son:
1) MÉTODO DE PIRSON.
Este método fundamenta el pronóstico del comportamiento del yacimiento
empleando la ecuación de balance de materiales en forma de diferencias
finitas. Además de las suposiciones generales comunes a los tres métodos
presentados antes, Pirson desarrolla su método sobre las siguientes
suposiciones específicas:
A. Los cálculos se hacen fundamentados en una unidad de petróleo
originalmente en sitio: N= 1 BFP.
B. En estas condiciones Np representa en forma fraccional la extracción
del petróleo original en sitio (POES).
C. No existe casquete de gas al comienzo del cálculo, aunque el petróleo
está saturado de gas luego m=0.
D. No hay intrusión apreciable de agua (We=0) y en consecuencia
tampoco hay producción de agua (Wp=0).
2. MÉTODO DE TARNER.
Este método ha sido aplicado en varios formatos. Sin embargo, el más
común y presentado aquí es el desarrollado por Tracy, referido en secciones
anteriores.
Relación gas petróleo: Este es un método de tanteo que considera el
comportamiento de la relación gas petróleo total instantánea al final de cada
periodo de presión sometido a estudio. En base a ese valor de RGP se
computa el volumen de petróleo producido durante el periodo de presión.
Además de las suposiciones generales comunes los tres métodos y
mencionadas antes, el método de Tarner está fundamentado en las
siguientes suposiciones específicas:
1. Los cálculos se hacen en base a una unidad de petróleo originalmente en
sitio (POES). N= 1 BFP.
2. En estas condiciones Np representa la fracción de petróleo extraído del
volumen originalmente en sitio.
3. No existe casquete de gas al comienzo del cálculo, no obstante que el
petróleo está saturado de gas, luego m=0.
4. No hay intrusión apreciable de agua (We=0) y en consecuencia tampoco
hay producción de agua (Wp=0).
3. MÉTODO DE MUSKAT.
Este método sigue fundamentalmente el siguiente procedimiento
general.
1. Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una
presión dada. Se supone que las variables y sus derivadas se mantendrán
constantes para un periodo pequeño de caída de presión. Además, se
calculan los incrementos de producción de petróleo y gas durante el periodo
de presión.
2. Una vez completado un paso de presión, se avanza al próximo,
recalculando las variables y sus derivadas para la “nueva presión inferior”,
repitiéndose todo el proceso de cálculo para esta nueva diferencia de
presión. El proceso se repite hasta llegar a la presión más baja que se
desee, la cual puede ser la presión de abandono.
3. Básicamente, el Método de Muskat representa una forma de resolver la
EBM utilizando diferenciales.
Los tres métodos fueron desarrollados para aplicarlos a yacimientos
que producen por agotamiento natural solamente, partiendo de una presión
de burbujeo, aunque sin casquete de gas libre inicial, y obviamente sin influjo
de agua.
Para el desarrollo de estos tres métodos se consideraron premisas y
suposiciones comunes, como las siguientes:
A. El yacimiento es uniforme en todo momento en cuanto a porosidad,
saturaciones de fluidos y permeabilidad relativa.
B. Las fuerzas de segregación por gravedad son insignificantes y no se
toman en cuenta como mecanismo que contribuya a la energía del
yacimiento.
C. El análisis completo PVT utilizado refleja aproximadamente las
condiciones de liberación instantánea, diferencial o mixta que ocurren con los
fluidos del yacimiento en el transcurso de sus desplazamientos desde la roca
recipiente hasta los tanques en la superficie donde se miden los caudales
producidos.
D. El yacimiento muestra presión uniforme en todo momento, tanto en la
zona gasífera como en la petrolífera.
E. En todo momento hay equilibrio total e instantáneo entre las fases de
gas y petróleo en el yacimiento.
F. No existe influjo de agua y en consecuencia su producción es
insignificante.
YACIMIENTOS VOLUMÉTRICOS DE PETRÓLEO SATURADO
Un yacimiento de petróleo que originalmente existe a su presión en el
punto de burbuja se refiere a un “yacimiento de petróleo saturado”. El
principal mecanismo en este tipo de yacimiento resulta de la liberación y
expansión del gas en solución cuando la presión cae por debajo de la
presión en el punto de burbuja. La única incógnita en yacimientos
volumétricos de petróleo saturado es el petróleo inicial en situ, N.
Normalmente, el termino de expansión del agua y la roca. E fw, se desprecia
en comparación a la expansión del gas en solución; sin embargo, se
recomienda incluir el término en los cálculos. La ecuación F=N (Eo + m Eg +
Efw)+ We se puede simplificar para dar forma idéntica que la ecuación F=N
(Eo + Efw).
ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS
SATURADOS CON CAPA DE GAS.
El caso más común y complejo que es el de yacimiento saturado que
posee un casquete de gas, y un acuífero que puede contribuir al mecanismo
de producción. Pero antes de seguir con el desarrollo de este tema es
necesario conocer:
m: Es la relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas con
respecto al volumen inicial de petróleo más el gas disuelto, es decir, es el
tamaño inicial del casquete de gas de un yacimiento con respecto al tamaño
inicial de la zona petrolífera, expresados a condiciones de yacimiento. Por
tanto m es un valor adimensional y constante. Constante debido al hecho de
que se trabaja con valores iniciales, por ende m se mantendrá sin
variaciones a pesar de que haya cambios en los tamaños de las zonas de
petróleo y de gas.
Bo: Factor volumétrico de formación de petróleo [BY/BN]
N: Volumen inicial de petróleo en sitio, a condiciones estándar
(POES).
Np: Petróleo acumulado, a condiciones estándar.
Bg: Factor Volumétrico de formación de gas [PCY/PCN]
Rsi: Relación gas-petróleo en solución [PCN/BN]
Rp: Relación gas – petróleo acumulado [PCN/BN]
Bw: Factor volumétrico de agua [BY/BN]
We: Influjo acumulado de agua en el yacimiento.
Wp: Agua acumulada.
Volumen de control: Corresponde a los limites iniciales de las zonas
ocupadas por hidrocarburos.
En la ecuación de balance de materiales (EBM) o de Schilthuis se
fundamenta en el análisis volumétrico realizado en el volumen de control.
Otras definiciones y/o suposiciones son las siguientes:
1. El gas, petróleo y el agua siempre se encuentran en equilibrio
instantáneo dentro del yacimiento.
2. La presión es uniforme en todo el yacimiento.
3. Se definirán cambios de volumen en tres zonas:
A. En la zona de petróleo.
B. En la zona de gas.
C. En el agua contenida en el volumen de control.
Se prosigue a describir el cambio de volumen en cada una de estas
zonas para luego seguir con la suma algebraica de cada uno de estos
cambios, lo cual nos conduce a la ecuación general de balance de
materiales.
CAMBIO DE VOLUMEN EN LA ZONA DE PETRÓLEO
Expresados a condiciones de yacimientos
NBoi: Volumen de petróleo y gas en solución inicial
(N-NP)Bo: Volumen remanente de petróleo a un tiempo (t) y a una
presión (p).
Por consiguiente la disminución en el volumen de la zona de petróleo
queda expresada:
NBoi-(N-Np) Bo
CONCLUSIÓN.
La Ecuación de Balance de Materiales ha sido una herramienta
realmente efectiva para el ingeniero de yacimientos debido a que durante
muchos años le ha permitido determinar el volumen de petróleo y gas
originalmente en sitio, calcular el influjo de agua y pronosticar la presión del
yacimiento para diferentes volúmenes de producción acumulada tanto en
yacimientos volumétricos de petróleo subsaturados como en yacimientos
volumétricos de petróleo saturados, aunque en los yacimientos volumétricos
de petróleo saturados inicialmente es una incógnita la determinación del
petróleo inicial en sitio. Teniendo que las dos primeras aplicaciones son de
gran importancia técnica y económica ya que nos permite conocer el
volumen inicial de hidrocarburos en sitio en base a los cuales se trabajara
para determinar qué cantidad de los mismos puede extraerse bajo
condiciones económicas y operativas existentes, para luego programar el
desarrollo y las explotaciones de las reservas descubiertas. Una de las
aplicaciones más importantes de la ecuación de balance de materiales en los
yacimientos volumétricos de petróleo saturados es la de pronosticar el efecto
de la rata de producción, ratas de inyección (gas o agua) o ambos efectos
simultáneamente sobre la presión del yacimiento; por lo tanto es de mucho
interés el conocer de antemano el volumen de hidrocarburos iniciales y la
relación m a partir de buenos datos como los obtenidos por medio de núcleos
y registros eléctricos.
BIBLIOGRAFÍA.
http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2007/12/
ecuacin-general-de-balance-de-materia.html.
Clase de Ingeniería de Yacimientos II, Ing. Ángel Da Silva.
Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingenieros de Petróleo.
Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto.
José R. Villa. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniería de
Petróleo.
Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos-Freddy H. Escobar, Ph. D.
http://blog-petrolero.blogspot.com/2008/10/aplicaciones-de-la-ebm-
importantes-para.html
http://nayletaguirreyacimientos2ucv.blogspot.com/2009/10/clase-n3-
balance-de-materiales-para.html
ANEXOS.
Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas con agua, denominadas acuíferos.
Análisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del pozo y
del fluido saturado a condiciones de yacimiento.
EBM basada en el modelo tipo tanque.
Las expresiones del balance volumétrico pueden ser deducidas para contabilizar los cambios de volumen que ocurren durante la vida de
producción natural del yacimiento.