Predicción del comportamiento de reservorios por empuje de gas disuelto utilizando la computadora

Abstract

El conocimiento del comportamiento futuro de los reservorios petrolíferos es, y, seguirá siendo, una de las grandes preocupaciones de las empresas petroleras. No solo desde el punto de vista técnico, sino también desde el económico. El desarrollo de toda empresa está basado en sus inversiones, es por esto, que se hace necesario el conocer cómo se va a comportar un reservorio para poder planificar las inversiones con el menor grado de incertidumbre. En la literatura se puede encontrar varios métodos para predecir el comportamiento futuro de un campo petrolífero, todos ellos basados en el Principio de la Conservación de la Masa, es decir, en la Ecuación de Balance de Materia (EBM). Los Ingenieros de Petróleo han estado usando por muchos años la Ecuación de Balance de Materia para determinar el comportamiento de los reservorios. En general, esta ecuación tiene dos usos: primero, determinar el volumen de petróleo in situ inicial, y segundo, predecir el comportamiento futuro. Desarrollaremos solamente dos de los métodos más conocidos para la predicción, cuyo desarrollo los hace ideales para su solución mediante la computadora: Muskat, y Tracy. Presentaremos ambos métodos aplicándolos al tipo de mecanismo de producción más simple: impulsión por gas disuelto. Cabe mencionar que estos métodos Basados en la Ecuación de Balance de Materia pueden ser desarrollados para aceptar otros tipos de mecanismos de producción: impulsión por entrada de agua y/o cápsula de gas (gas cap) (14). Los métodos de Muskat, y de Tracy relacionan la presión promedio del reservorio con la recuperación de petróleo y el gas en solución. El tiempo es una variable que no interviene en el mecanismo de impulsión por gas disuelto, pudiendo deducirse en base a las reservas y a los regímenes de producción. El método de Muskat se caracteriza porque es un método de solución directa que utiliza el algoritmo de incrementos finitos. Muskat desarrollo una ecuación diferente que se convierte en incrementos finitos para poder resolverse (3,4,7,8,13). La incógnita de esta ecuación es la variación en la saturación del aceite, en base a la cual pus de calcularse la variación incremental de cada etapa de la vida productiva de un yacimiento. A diferencia de Muskat, Tracy llega a una ecuación en la que hay dos incógnitas: el GOR de producción y la producción incremental de petróleo. Este tipo de ecuación con dos incógnitas se resuelve por el método iterativo (o de tanteos), es decir, se estima el valor de la primera variable y se resuelve la ecuación para la segunda variable, con este valor de la ecuación y con ayuda de ecuaciones auxiliares se calcula directamente la primera variable. Si el valor calculado no es lo suficiente mente cercano al valor estimado, se repite el proceso hasta que exista convergencia (2,3,7,8,9,13). En los reservorios volumétricos bajo saturados, el petróleo es producido por expansión de los fluidos del reservorio. Desde la presión inicial hasta la presión del punto de burbuja, la producción es motivada por la expansión del líquido existente, y por la compresibilidad de la roca. Por debajo del- punto de burbuja, los efectos de la expansión de líquido y de la compresibilidad de la roca se hacen negligibles. Además; conforme disminuye la presión, el gas que se encuentra disuelto en el petróleo se libera, siendo su efecto la causa principal de la producción. Conforme se libera el gas, si va aumentando la cantidad de gas libre, hasta que en un determinado instante su saturación alcanza un valor crítico y empieza a fluir. Al continuar la producción, la movilidad del gas, Kg/ug, aumenta y la movilidad del petróleo, Ko/uo, disminuye. Esto resulta en altos GOR, y bajas recuperaciones de petróleo generalmente en el rango 5-25 %. Debido a la complejidad del mecanismo de impulsión por gas disuelto, debemos establecer ciertas suposiciones para poder determinar funciones matemáticas razonablemente sim pies. Estos supuestos, no está demás decirlo, reducen la exactitud de los cálculos, pero, en la mayoría de los casos es de poca importancia. Asumamos que: (a) el reservarlo es uniforme, es decir, la porosidad, las saturaciones, y permeabilidades relativas son iguales en cualquier punto del reservorio. Estudios hechos en la vecindad del pozo han demostrado que las saturaciones permanecen uniformes en todas las etapas de la producción. (b) la presión es uniforme en todo el reservorio, tanto en la zona de petróleo como en la de gas. Esto implica que los factores de volumen de formación de petróleo y del gas, las viscosidades de ambos, y el gas en solución sean los mismos a través del reservorio. (c) las fuerzas de segregación gravitacional son negligibles. (d) existe equilibrio permanente entre las fases gas/petróleo. (e) el mecanismo de liberación del gas es el mismo que se usa para determinar las propiedades de los fluidos. (f) no hay cápsula de gas al inicio de la producción, no hay influjo de agua, y la producción de agua es negligible.