Factores que afectan los cálculos en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales (EBM)

Factores que afectan los cálculos

La Ecuación Generalizada de Balance de Materiales (EBM) es una herramienta muy útil de la ingeniería de yacimientos. En general, se aplica en los siguientes casos:

• Determinación del volumen de petróleo y/o gas originalmente en sitio (N y/o Gi)

• Cálculo del influjo acumulado de agua (We)

• Predicción de la presión del yacimiento para diferentes volúmenes de producción acumulada ( Np)

La aplicación de la ecuación en los dos primeros casos tiene un importantísimo significado técnico y económico porque permite estimar el volumen inicial de la totalidad de los hidrocarburos presentes, además de aportar información fundamental para programar el desarrollo y la explotación de las reservas descubiertas, específicamente:

• Planificación racional del tiempo requerido para la explotación económica de las reservas probadas.

• Selección del método de levantamiento artificial que pueda requerirse y el momento más apropiado para iniciarlo.

• Selección del tipo y características de las instalaciones de separación de fluidos (gas/petróleo/agua) y los correspondientes factores y dispositivos de funcionamiento y manejo de volúmenes producibles.

El tercer caso, aunque no menos importante, es menos obvio.

Generalmente se conoce We o el volumen de hidrocarburos en sitio (N y/o Gi). Sin embargo, hay ocasiones en que no se conocen N ni We, y se obtienen ambas cantidades en forma gráfica.

Aunque no se conozcan con exactitud N y Gi libre es muy conveniente estimar un orden de magnitud para m utilizando perfiles y/o pruebas de pozos.

Finalmente, se puede utilizar la EBM para detectar la presencia de influjo de agua antes de que los pozos produzcan agua. En este caso hay mediciones de P vs. Np Se supone, en principio, que el yacimiento es volumétrico y se calcula repetitivamente un grupo de valores de N a medida que Np aumenta.

Si los valores computados de N se mantienen relativamente estables se concluye que, en efecto, el yacimiento es esencialmente volumétrico y no tiene una fuente externa de energía. Si los valores computados de N crecen monótonamente queda demostrado que el yacimiento no es volumétrico sino que por el contrario tiene una fuente externa de energía.

Fig 5-18: (A) yacimiento volumétrico, (B) yacimiento con fuente adicional de energía. Detección gráfica adicionales de energía para un yacimiento mediante la EBM.

Más aún, la diferencia entre el valor de N computado bajo la suposición de un yacimiento volumétrico y el valor real de N representa la energía adicional que ha tenido disponible el yacimiento (en forma acumulada) sometido a estudio.

Fuentes de error en la aplicación de la Ecuación de Balance de Materiales

Si se retoma la suposición planteada inicialmente en la derivación de la Ecuación de Balance de Materiales, se destaca muy especialmente aquella de equilibrio total e instantáneo entre las fases. Esta es una condición bastante ideal que generalmente no ocurre, en sentido estricto, y lleva a situaciones de "error" o, si se quiere, de resultados que deben ser usados con cuidado y conociendo las limitaciones que plantea la referida suposición.

A continuación se explican algunas de las situaciones que a veces se presentan y deben ser consideradas con cuidado, ya que no se avienen con las suposiciones utilizadas en la derivación de la Ecuación Generalizada de Balance de Materiales:

1. Supersaturación de los hidrocarburos líquidos del yacimiento

En algunos casos, al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado sale gas de solución, pero en un volumen inferior al que se esperaría de acuerdo a los análisis de PVT efectuados bajo condiciones de equilibrio. En este caso, considerado inestable desde el punto de vista de equilibrio, el líquido posee un volumen de gas en solución ( Rs ) que excede el de equilibrio obtenido de los análisis PVT.

Esta situación "anormal" muestra presiones reales inferiores en el yacimiento a las que se pronosticarían utilizando la EBM. La presión real será inferior a la esperada ya que un cierto volumen de hidrocarburos que debería estar en la fase de gas Iibre, ejerciendo (a nivel molecular) la presión correspondiente a un gas a la temperatura del yacimiento, se encuentra más bien en la fase líquida y sin ejercer la presión parcial de vapor correspondiente.

2. Selección inadecuada de la relación PVT a utilizarse en los cálculos mediante la EBM

En secciones anteriores se han expuesto detalladamente las diferencias que existen entre el proceso de liberación diferencial y el proceso de liberación instantánea, ambos realizados en el laboratorio. También se ha indicado que, en las operaciones de campo desde el yacimiento hasta medir en los tanques los volúmenes producidos, ocurre una sucesión de fenómenos que pueden mostrar predominancia de vaporización instantánea o diferencial, o inclusive pueden representar propiedades híbridas o compuestas de naturaleza intermedia entre el proceso instantáneo y el proceso diferencial.

Resumiendo, la EBM requiere de volúmenes de fluidos medidos en el campo ( Gp, Np y Wp ) producidos luego de pasar por una serie de procesos: vaporización instantánea, diferencial y mixta.

Es evidente que, al usar la EBM con los volúmenes de fluidos producidos y medidos, es muy importante seleccionar un análisis de PVT para los parámetros Bo, Bg, Rs a diferentes presiones. El análisis debe representar adecuadamente en forma global la secuencia de fenómenos que han intervenido en la producción de los fluidos medidos.

Si el análisis PVT utilizado no representa las condiciones de la secuencia total de los fenómenos en curso, los estimados y/o pronósticos obtenidos de la EBM serán cuestionables o de valor limitado,

3. Presión promedio del yacimiento

Otra de las suposiciones en la derivación de la EBM es que el yacimiento se comporta como una celda o tanque ubicado en el "volumen de control", en equilibrio total e instantáneo, y con transmisibilidad de igual modo. De allí la suposición de que la totalidad de los hidrocarburos confinados en el yacimiento en un momento dado se encuentran a la misma presión.

Las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas de la totalidad del sistema. Las presiones estáticas utilizadas deben ser restauradas o extrapoladas de mediciones de restauración. En lo posible., debe utilizarse la ponderación volumétrica de las presiones medidas, para asegurar la validez de los resultados.

Finalmente, al tomar las presiones requeridas deben tenerse muy presentes los siguientes aspectos:

- Precisión del equipo utilizado para tomar las presiones

- Tiempos de restauración, cierre y utilización de las presiones restauradas

- Consideraciones sobre mediciones individuales de presiones de pozos productores y/o de observación y su relación con la presión promedio general del yacimiento, ponderada volumétricamente.

4. Errores de medición en los volúmenes de fluidos producidos

Una de las fuentes de errores más comunes en la aplicación de la EBM 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.

5. Acuíferos activos y descensos leves de presión

La sola inspección de la EBM revela el requerimiento de cambio en la presión. Este descenso de presión ( ΔP ) 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 aplicación de la EBM. Las diferencias de propiedades causadas por las variaciones ocurridas en los valores de N p' G p Y W p 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 más a comportarse como un yacimiento gasífero que petrolífero.

6. 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 gasífera) = 1 - Swi

En los casos en 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 líquida contenido en el volumen de poros, independientemente del sitio donde se encuentren.

7. Concepto de petróleo activo

Anteriormente, al explicar las aplicaciones de la EBM se recalcó la suposición de contar 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 más permeables (con mejor difusividad); y en general cuando el descenso de presión generado por la producción que ha ocurrido ( ΔNp) 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 sostiene 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 activo al 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 esto, a medida que se repite el cálculo al pasar el tiempo el valor calculado de N aumenta porque refleja el volumen de petróleo activo.

Fuente: Efraín E.Barberii. Martín Essenfeld. Yacimientos de Hidrocarburos (FONCIED)