Balance de materiales para yacimentos de petróleo

La ecuación de balance material usada por los ingenieros de yacimientos esta organizado algebraicamente para estimar el volumen de hidrocarburo presente en el yacimiento combinado con el mecanismo de produccion tomando en cuenta: la ley de la Conservación de la Materia (Schilthuis), se utiliza el método de la ecuación de la línea recta llamado Havlena y Odeh. Por lo tanto, se debe tomar en cuenta las siguientes consideraciones:

- Debe existir presión uniforme en todo el yacimiento.
- Todos los fluidos presentes están en equilibrio termodinámico (Gas, petróleo y agua).

Terminos:

N: volumen inicial de petróleo a condiciones estándar. (MMSTB).

m (adimensional): relación del volumen de gas inicial en la capa de gas entre el volumen inicial de petróleo +gas disuelto.

Np: petróleo producido, en condiciones estándar. (MMBN).
Rp: relación gas – petróleo de producción. (PCN/BN)
Nβoi: volumen de petróleo más el gas en solución, que se encuentra en el yacimiento originalmente. (MMbbl).

mNβoi volumen de gas libre en la capa de gas. (MMBY)
NRsiβoi volumen de gas disuelto en el petróleo, a condiciones de yacimiento. (MMBY)
G volumen total de gas que se encuentra en el yacimiento originalmente. (MMPCN).

G = Gf + Gs

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

Gs: Volumen inicial de gas disuelto en el petróleo (MMMPCN)

Ecuación general:

Np (βoi+(Rp-Rs)βg) + WpBw = Nβoi [(βo-βoi+(Rsi-Rs)βg)/βoi+m(βg/βgi-1) +(1+m)[(CwSwi+Cf)/(1-Swi)]∆P] + We

1) Método de la línea recta:

1.1) Empuje por gas en solución+Compactación del Volumen poroso. F=N[Eo+Efw]

1.2) Empuje por gas en solución+Capa de gas.
(F-We/Eo)= N+Nm(Eg/Eo)

1.3) Empuje por agua + Gas en solución. (F/Eo)=N+(We/Eo)

Donde F= Vaciamiento.

Indices de Producción

Representan la contribución individual de cada mecanismo de producción, por lo tanto; cada uno indica el porcentaje recuperado de petróleo ya sea por expansión del petróleo y gas en solución (Io), por la expansión del gas en la capa de gas (Ig), por reducción del volumen poroso y expansión del agua connata (Ifw) ó por expansión hidrostática (Iw).

Io= (N(βt-βti))/(Np(βt+(Rp-Rsi)βg))

Ig= (Nm βti/βgi (βg-βgi))/(Np(βt+(Rp-Rsi)βg))
Iw= ((We-WpBw))/(Np(βt+(Rp-Rsi)βgi))

Io+Ig+Iw=1