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UNIVERSIDAD PRIVADA DOMINGO SAVIO INGENIERIA EN GESTION PETROLERA

BALANCE DE MATERIALES

Docente: Ing. Juan José Montes Galarza Materia: Reservorios I Estudiante: Muñoz Caballero Cristian Fecha: 01/07/2018

Cochabamba – Bolivia

1. INTRODUCCION. El presente trabajo se basa en el balance de materia que aplica el principio de la conservación de materia y a diferencia del método volumétrico no requiere conocer las medidas del reservorio ni sus propiedades petrofísicas, pero sí requiere información medida en campo como ser: presiones de fondo, volúmenes de producción acumulada y factores volumétricos. Sólo puede aplicarse cuando se tienen historiales de producción y existe cierta correspondencia entre la exactitud de los resultados y el tiempo de producción, aunque no hay una regla. El balance de materia aplica el principio de la conservación de materia y a diferencia del método volumétrico no requiere conocer las medidas del reservorio ni sus propiedades petrofísicas, pero sí requiere información medida en campo a saber: presiones de fondo, volúmenes de producción acumulada y factores volumétricos. Sólo puede aplicarse cuando se tienen historiales de producción y existe cierta correspondencia entre la exactitud de los resultados y el tiempo de producción, aunque no hay una regla. Aunque originalmente las ecuaciones se plantean para los yacimientos llamados volumétricos es decir aquellos donde el volumen permanece invariable, se puede hacer una extensión al caso de intrusión de agua. 2. YACIMIENTOS DE GAS SIN EMPUJE DE AGUA.Cuando se tiene gas monofásico en el reservorio, el planteamiento se simplifica debido a su gran capacidad de expansión, el vacío que deja el fluido producido es llenado inmediatamente por la expansión del fluido remanente.

El volumen que ocupa el gas original es el mismo que ocupa el gas remanente

Si se asume un volumen poral constante durante la vida productiva del yacimiento, se puede deducir una ecuación de balance de materia por medio de igualar el volumen de gas actual que ocupa el espacio poral. El gas original estaba contenido en el mismo volumen de poros es el mismo que ocupa el gas remanente de roca que ahora ocupa el gas remanente, o sea:

GBgi = (G – Gp) Bg

(1)

Donde: G = Es el volumen original de gas a condiciones de reservorio. Bgi = El factor volumétrico inicial del gas. Gp = El gas producido hasta la fecha del análisis. Bg = El factor volumétrico actual. La misma ecuación se puede escribir de forma diferente:

Gp = G (1 - Bgi/Bg)

(2)

Teniendo en cuenta que Bgi/Bg = (Zip/Zpi) de acuerdo a la definición de Bg y a la ecuación PV=ZnRT:

Gp = G (1 - Zip/Zpi) En esta ecuación, el factor (Zip/Zpi) es el factor de recuperación. A fin de facilitar el uso de la ecuación de balance de materia en función a los datos disponibles de campo, se la puede escribir en la siguiente forma:

(

)

G P Pi = = 1− p (3) G Z Zi O bien: Pi P = Pi − G (4) Z Zi ZiG p

Esta ecuación representa una línea recta. Su aplicación sugiere que si en un sistema de coordenadas cartesiano en las ordenadas se coloca la relación p/Z y en las abscisas la producción acumulada de gas Gp, se obtiene puntos que se sitúan sobre una línea recta. Si se prolonga esta línea hasta que corte al eje de abscisas, se obtiene el valor del volumen original de gas G. Una gráfica como ésta es útil para: 

Diagnósticos e identificación de empuje



Determinación de condiciones iniciales, Hidrocarburos originales in situ, etc.

Así, la representación gráfica de la ecuación (4) puede ser utilizada para detectar la presencia de intrusión de agua como se muestra objetivamente en la siguiente figura: mientras más activa sea la intrusión de agua la línea tiende a alejarse más de la forma recta, y viceversa, cuando no existe efecto del agua, se tiene una recta representativa.

Efecto del empuje de agua en la relación P/Z versus Gp

Si se conoce la presión de abandono y el factor Z correspondiente es posible obtener el volumen recuperable de gas utilizando la recta resultante del ajuste de los datos. La presión de abandono es el punto que limita la operación de producción de modo rentable; su determinación no sigue una teoría adoptada universalmente: algunos optan por métodos técnicoeconómicos, otros la estiman por similitud con otros reservorios y hay quien recurre a una regla de pulgar. El factor Z en condiciones de producción primaria proviene de los análisis PVT de agotamiento a volumen constante obtenidos en laboratorio o con un simulador matemático PVT. Una gráfica que puede ser utilizada para un diagnóstico sobre el comportamiento del reservorio de gas, es como se muestra en la siguiente figura, G vs Gp.

Grafica para diagnóstico de comportamiento Un comportamiento volumétrico estará representado por una línea horizontal; si existe un aporte de agua del acuífero, la tendencia de la recta es creciente, en tanto que cuando hay una migración de gas la tendencia será decreciente.

3. YACIMIENTOS DE GAS CON EMPUJE DE AGUA.-

En el anterior párrafo se dedujo la ecuación de balance de materia asumiendo un volumen poral constante. Si existe un acuífero activo asociado al reservorio, este volumen poral no será constante y va a depender de la cantidad de influjo o intrusión de agua en el reservorio. Considerando entonces una variación del volumen de poros, una forma más general de escribir la ecuación de balance de materia es:

GBgi = (G - Gp) Bg + ΔBp

(5)

Donde: ΔVp = Es la variación del volumen de poros debido a la intrusión de agua y está expresada en barriles. Esta variación puede expresarse como:

ΔBp = We – Wp Bw Reemplazando esta expresión en la ecuación (5):

GBgi = (G - Gp) Bg + We - Wp Bw

(6)

De esta ecuación puede obtenerse la expresión:

(7) Dependiendo

de

la

acuífero, la influencia en la

magnitud de la actividad del ecuación

(6) puede

ser

grande o pequeña. Por lo común, no se piensa en el empuje de agua en los primeros meses de producción o quizá años y a veces no se detecta sino hasta que los pozos estructuralmente más bajos se ven invadidos por agua. Un síntoma de la actividad del acuífero podría ser el comportamiento de la presión que tiende a mantenerse con muy pequeña declinación pero este indicio no es suficiente. Cuando los datos son dibujados en un sistema p/Z versus Gp sin tomar en cuenta el empuje de agua, los puntos graficados sufrirán una desviación respecto a la línea recta. Si el empuje es fuerte, esta desviación se notará en los períodos tempranos de la producción; si la actividad es débil la desviación se presentará tardíamente. No siempre es posible determinar el modelo del acuífero en los inicios de la vida productiva del reservorio. Si de algún modo logra determinarse por ejemplo: con estudios geológicos e ingeniería de reservorios se podrá calcular We en cada etapa que comprende el cálculo de BM. El valor Wp que es el agua acumulada producida se obtiene por medición directa. 4. CONSIDERACIONES SOBRE INYECCIÓN DE GAS.-

De un modo casi general, los yacimientos de gas en alguna etapa de su vida (a veces al inicio) son sometidos a procesos de inyección por diversos motivos. Entre estos objetivos se destacan principalmente: 

Recuperación mejorada.



Mantenimiento de presión.



El almacenaje.

+ Recuperación mejorada: La inyección de gas como método de recuperación mejorada consiste en introducir al reservorio gas pobre en componentes pesados a presiones que permitan crear las condiciones de un proceso miscible de modo de formar una sola fase con los hidrocarburos que permanecen remanentes en el yacimiento para ser removidos y extraídos. Gran parte del gas de inyección frecuentemente proviene del mismo reservorio como residuo de la extracción de líquidos y licuables. + Mantenimiento de presión: El mantenimiento de presión se aplica a yacimientos de condensación retrógrada, llamados también de gas condensado. El objetivo es no permitir que el reservorio caiga por debajo de su punto de rocío a fin de optimizar la recuperación de líquidos y maximizar su factor de recuperación. Como en el caso anterior el gas pobre de los separadores de baja presión o los que provienen de las plantas de gas, son reciclados, es decir, devueltos al yacimiento. + Almacenaje: Cuando se inyecta gas para almacenaje, el objetivo es simplemente guardar el gas para futura extracción. El gas inyectado puede provenir de uno o varios reservorios y aunque por lo general se trata de gases con poco contenido de hidrocarburos más pesados, esto no es una regla general. El gas pobre que se introduce al reservorio se mezcla con el fluido de reservorio y como resultado se tiene un nuevo fluido con diferente composición. Al modificarse la composición, también se modifican las propiedades físicas. Tomando en cuenta la inyección la ecuación (1) puede ser reconsiderada del siguiente modo:

GBgi = (G – Gp + GI) Bg Donde: GI = Es el volumen acumulado de gas inyectado. El signo positivo se debe a que el gas inyectado incrementa el volumen remanente de fluido en el reservorio.

Haciendo algunas operaciones se tiene:

(

B

gi ( G p−G I ) =G 1− B g

)

Y también expresando como una variación de la ecuación (4): P P = Pi − i ( G p−G I ) (8) Z Zi ZiG Esta es la ecuación de una recta. Su aplicación implica colocar la relación p/Z en las ordenadas del sistema cartesiano y en las abscisas la producción neta acumulada del gas (G p-GI), para obtener puntos cuya tendencia es una línea recta. Si se prolonga esta línea hasta que corte al eje de abscisas, se obtiene el valor del volumen original de gas G. Los valores del factor Z en la ecuación corresponden al fluido que queda en reservorio en cada etapa de cálculo y deben ser determinados para cada intervalo de presión ya sea en laboratorio o en base a estimaciones con simuladores PVT en función a la composición. 5. CONCLUSIONES.La Ecuación de Balance de Materia al igual que los Métodos Volumétricos, son herramientas muy eficaces en la predicción del comportamiento de un yacimiento, sobre todo al inicio de su vida productiva, cuando aún no se ha obtenido gran cantidad de datos. La Ecuación de Balance de Materia es una herramienta más completa que los Métodos Volumétricos, aunque en realidad también son una alternativa simple pero más efectiva al estimar volúmenes y el factor de recuperación de un reservorio....