Fuentes de error en la Ecuación de Balance de Materiales (EBM). Parte II
Acuíferos y descensos leves de presión: Cuando el acuífero es muy activo o la capa de gas es muy grande, los cambios de presión a través del yacimiento son muy leves. Esta situación acarrea dificultades en la aplicación de la EBM, principalmente debido a que las diferencias de las propiedades PVT no son significativas y también influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio los parámetros Bo, Rs y Bg.
Medición de fluidos producidos: Una de las principales fuentes de error en la aplicación de la EBM son los valores erróneos de la producción de fluidos. Se sabe que para yacimientos con crudo subsaturado, con errores de medición, los estimados de N y We son muy altos.
El volumen de agua que se produce también se mide en pruebas periódicas; pero como el agua no tiene ningún valor comercial se mide con muy poca precisión. Tomando en cuenta la incertidumbre en las mediciones de los volúmenes producidos, con frecuencia es necesario rectificar las cifras reportadas. El gas producido a veces se calcula multiplicando el volumen de petróleo producido por la relación gas-petróleo de la última prueba y se debe volver a calcular multiplicando por la relación promedio entre dos pruebas consecutivas.
Petróleo activo: Existen casos en los cuales los descensos de presión causados por la producción e inyección de fluidos no afectan la totalidad de hidrocarburos contenidos en el yacimiento. Esto ocurre bajo diferentes circunstancias: cuando el yacimiento es muy grande y ha habido poca producción; cuando en el yacimiento existen zonas con bajas permeabilidad las cuales no han sido afectadas por los descensos de presión que hay en aquellas zonas más permeables; etc. En estas situaciones existen dos valores de N; petróleo activo (N activo) y petróleo inactivo (N inactivo). Se puede notar que la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N). Para estas situaciones, los resultados de los cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al petróleo original en sitio, y por esta razón, a medida que transcurre el tiempo y se repite el cálculo, el valor de N aumenta debido a que representa el volumen de petróleo activo.
Estimados de m: La EBM supone que todo el gas libre del yacimiento se encuentra en la capa de gas y que todo el petróleo en la zona de petróleo. Sin embargo, en algunas oportunidades ocurre que existe saturación de petróleo en la capa de gas y saturación de gas en la zona de petróleo. En esos casos, el valor de m debe ser calculado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido, independientemente donde se encuentren.
Referencia: M. Essenfeld y E. Barberii, Yacimientos de Hidrocarburos, FONCIED Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo, Caracas, 2001.
Medición de fluidos producidos: Una de las principales fuentes de error en la aplicación de la EBM son los valores erróneos de la producción de fluidos. Se sabe que para yacimientos con crudo subsaturado, con errores de medición, los estimados de N y We son muy altos.
El volumen de agua que se produce también se mide en pruebas periódicas; pero como el agua no tiene ningún valor comercial se mide con muy poca precisión. Tomando en cuenta la incertidumbre en las mediciones de los volúmenes producidos, con frecuencia es necesario rectificar las cifras reportadas. El gas producido a veces se calcula multiplicando el volumen de petróleo producido por la relación gas-petróleo de la última prueba y se debe volver a calcular multiplicando por la relación promedio entre dos pruebas consecutivas.
Petróleo activo: Existen casos en los cuales los descensos de presión causados por la producción e inyección de fluidos no afectan la totalidad de hidrocarburos contenidos en el yacimiento. Esto ocurre bajo diferentes circunstancias: cuando el yacimiento es muy grande y ha habido poca producción; cuando en el yacimiento existen zonas con bajas permeabilidad las cuales no han sido afectadas por los descensos de presión que hay en aquellas zonas más permeables; etc. En estas situaciones existen dos valores de N; petróleo activo (N activo) y petróleo inactivo (N inactivo). Se puede notar que la suma del petróleo activo y el inactivo conforman el petróleo total en sitio (N). Para estas situaciones, los resultados de los cálculos con la EBM generan valores de N que corresponden al volumen de petróleo activo y no al petróleo original en sitio, y por esta razón, a medida que transcurre el tiempo y se repite el cálculo, el valor de N aumenta debido a que representa el volumen de petróleo activo.
Estimados de m: La EBM supone que todo el gas libre del yacimiento se encuentra en la capa de gas y que todo el petróleo en la zona de petróleo. Sin embargo, en algunas oportunidades ocurre que existe saturación de petróleo en la capa de gas y saturación de gas en la zona de petróleo. En esos casos, el valor de m debe ser calculado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido, independientemente donde se encuentren.
Referencia: M. Essenfeld y E. Barberii, Yacimientos de Hidrocarburos, FONCIED Fondo Editorial del Centro Internacional de Educación y Desarrollo, Caracas, 2001.
