BALANCE DE MATERIALES

Este Método constituye la aplicación en conjunto de dos principios básicos: la Ley de la Conservación de la Masa y la Ley de la Conservación de la Energía. Mediante el cual se pueden obtener deducciones cuantitativas y predicciones, que son de gran ayuda para el análisis de yacimientos. En general, se hace un balance entre los fluidos remanentes y los producidos.

Masa original de hidrocarburos - Masa de HCs producido= Masa de HCs Remanentes

Suposiciones del Método de Balance de Materiales:

• Las propiedades de los fluidos y las rocas se consideran uniformes.
• Las presiones y las saturaciones se distribuyen en forma continua.
• Cualquier cambio en presión se distribuye en forma instantánea en el yacimiento.
Algunas Limitaciones de la Ecuación del Balance de Materiales.

• Considera uniformidad del yacimiento en todo momento, en relación a las propiedades de las rocas y de los fluidos, saturación de fluidos y presión; es decir, no se considera la variación con espacio pero si el factor tiempo.
• El petróleo y gas existentes se encuentra siempre en equilibrio a la temperatura y presión promedia existente en el yacimiento.
• Se requiere cierto grado de explotación del yacimiento a fin de disponer de suficientes datos de presión y producción.
• Generalmente, tanto para yacimientos de gas seco como de petróleo, el factor volumétrico del agua (Bw) y la solubilidad del gas en el agua (Rsw), se consideran igual a 1 BY/BN y 0 PCN /BN, respectivamente.

Aplicación de la EBM.

• Es una herramienta muy útil para entender los mecanismos de producción que operan en el yacimiento.
• Determina el petróleo y gas originalmente en sitio.
  
• Caracteriza el acuífero asociado al yacimiento en caso de existir.

La EBM representa un balance volumétrico aplicado a un volumen de control, definido como los límites iniciales de aquellas zonas ocupadas por hidrocarburos. Donde la cantidad de fluidos producidos correspondera a la contribución de todos los mecanismos de producción. Se presenta mediante la relación:

Fluidos presentes inicialmente + Fluidos producidos = Fluidos Remanentes

Algebraicamente hablando, la EBM se presenta de la siguiente manera:


De donde:

• N: Volumen inicial de petróleo en sitio a condiciones normales [MMSTB]

• Gf : Volumen inicial de gas en la capa de gas (gas libre) a condiciones normales [MMMSCF]

• Gs: Volumen inicial de gas disuelto en el petr´oleo a condiciones normales [MMMSCF]

• G: Volumen total inicial de gas en sitio a condiciones normales [MMMSCF] G = Gf + Gs

• m: Relación entre volumen inicial de gas en la capa de gas y el volumen inicial de petróleo + gas disuelto en la zona de petróleo (m es constante y adimensional) m = GfBgi/NBoi

• NBoi: Volumen de petróleo + gas disuelto inicial a condiciones de yacimiento [MMbbl]

• mNBoi: Volumen inicial de gas en la capa de gas a condiciones de yacimiento [MMbbl]

• NRsiBgi: Volumen inicial de gas disuelto en el petr´oleo a condiciones de yacimiento [MMbbl]
• G: Volumen total inicial de gas en sitio a condiciones normales [MMMSCF] G = NRsi + mNBoi/Bgi

• Np: Petróleo producido acumulado a condiciones normales [MSTB]

• Gp: Gas producido acumulado a condiciones normales [MMSCF]

• Rp: Relación gas-petróleo acumulado [MSCF/STB] con Rp = Gp/Np

Esta ecuación debe evaluarse siempre, entre la presión inicial del yacimiento y cualquier otra presión “p” donde se tengan historia de la producción acumulada de petróleo, gas y agua. Los parámetros Boi, Bgi y Rsi se obtendrán de los datos PVT a la presión inicial del yacimiento.

HAVLENA-ODEH

La EBM puede ser escrita en función de un conjunto de variables que pueden ser determinadas por medio de analisis PVT y datos de producción y variables que permanecen como incognitas en la misma, como lo sería el Petróleo Original en Sitio y la razon ¨m¨, asi como la contribución de un influjo de agua en el reservorio (Yacimiento no volumétrico). Dependiendo del mecanismo principal de empuje, se grafican diferentes conjuntos de términos en función de otros, resultando que si el mecanismo de empuje elegido es el correcto, al igual que otros par´ametros, se obtiene una relación lineal entre las variables graficadas.

Estas variables y nuevas ecuaciones de linealización son:

• F = Np * [ Bo + ( Rp + Rs ) * Bg ] + Wp * Bw
• Eo = ( Bo – Boi ) + ( Rsi – Rs ) * Bg
• Eg = Boi * ( Bg / Bgi – 1 )
• Ewf = (1+m)*Boi * [ ( Cw * Swc + Cf ) * ΔP / ( 1 – Swc ) ]

De manera que la EBM queda como:

Esta ecuación, dependiendo de los mecanismos actuantes en el yacimiento debe graficarse en en base a tales contribuciones, teniendo en cuenta la existencia o no de cada parámetro.

En la grafica siguiente se muestra la eficiencia de cada uno de los mecanismo de producción que pueden hacerse presentes en el yacimiento desde su descubrimiento hasta la fase final de la producción.

ÍNDICES DE PRODUCCIÓN

Los indices de producción de un yacimientos corresponden a la contribución fraccionaria o porcentual de cada uno de los mecanísmos de producción presentes en el reservorio para un determinado paso de presión y unas determinadas condiciones. La EBM permite obtener la contribución de cada mecanismo en base a las siguientes ecuaciones:

Contribución por expansión de petroleo + gas en solución

Contribución por expansión de gas en la capa de gas
Contribución por influjo de Agua


Bibliografía:
Rivero, José. Práctica de Ingeniería de Yacimientos Petrolíferos. Ed. Septiembre 2004 Versión pdf.
Rodriguez José Ramon. Ingeniería Básica de Yacimientos. Universidad de Oriente. Mayo 2007. Versión pdf.