República Bolivariana de Venezuela.

Ministerio del Poder Popular para la Educación Universitaria.

Universidad Nacional Experimental de los Llanos Occidentales “Ezequiel Zamora”.

UNELLEZ-Barinas.

Barinas; Junio de 2015

BACHILLERES:

Antolinez Yudith Monasterio Génesis.

Encarnación Francis. Moreno Jean Carlos.

García David. Pérez Alejandro.

Jaramillo Douliana. Villadiego Raúl.

Méndez Ana. Yepez Javier.

Molina Amelia.

ING. José Rojas.

INDICE.

INTRODUCCIÓN……………………………………………………………………3

LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES………………………………4

EBM GENERALIZADA……………………………………………………………..5

ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS………………………………………………………………………5

MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA EBM.

MÉTODO DE HAVLENA Y ODEH………………………………………………..9

ECUACIÓN GENERAL DE LA LÍNEA RECTA DE LA EBM (Havlena y Odeh)………………………………………………………………………………..11

FORMAS QUE TOMA LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES EN FUNCIÓN DE LAS CONDICIONES DEL YACIMIENTO……………………...14

MÉTODOS DE PRONÓSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE LOS YACIMIENTOS POR BALANCE DE MATERIALES.

1) MÉTODO DE PIRSON……………………………………………………162. MÉTODO DE TARNER…………………………………………………...173. MÉTODO DE MUSKAT…………………………………………………...18

YACIMIENTOS VOLUMÉTRICOS DE PETRÓLEO SATURADO…………...19

ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS SATURADOS CON CAPA DE GAS……………………………………………..20

CONCLUSIÓN……………………………………………………………………..22

BIBLIOGRAFÍA…………………………………………………………………….23

ANEXOS……………………………………………………………………………24

INTRODUCCIÓN.

Desde la existencia del universo en el planeta Tierra y sus alrededores

ha existido la necesidad de encontrar nuevas formas de energía y han

existido movimientos constantes que rigen la continuidad de la vida de todos

los seres vivos, en donde el ser humano ha ido indagando a través de la

historia en cuanto a la exploración, extracción y refinación del petróleo en

muchos países del mundo desde su descubrimiento, con el fin primordial de

obtener el recurso energético más importante de la actualidad.

La necesidad de determinar el desempeño de un yacimiento conllevo

a Schilthuis en 1936 a elaborar la Ecuación de Balance de Materiales (EBM),

la cual se basa en el principio del balance volumétrico, teniendo que la EBM

guarda una relación de todo el material que entra, sale o se acumula de una

región sobre periodo discretos de tiempo durante la historia de producción

del yacimiento.

Para la evaluación de yacimientos volumétricos de petróleo saturado

es de gran importancia ya que relaciona el volumen inicial de gas en la capa

de gas con respecto al volumen inicial de petróleo más el gas disuelto,

además describe el cambio de volumen en cada una de la zona de gas y

petróleo, para luego seguir con la suma algebraica de cada uno de estos

cambios, lo cual nos conduce a la ecuación general de balance de

materiales.

LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES.

La ecuación de balance de materiales (EBM) se ha reconocido como

una de las herramientas básicas del ingeniero de petróleo para la

interpretación y predicción del desempeño del yacimiento.

Cuando se aplica el fondo adecuado, la EBM se puede usar para:

1. Estimar los volúmenes de hidrocarburos en sitio.

2. Predecir la presión del yacimiento.

3. Calcular el influjo de agua.

4. Predecir el desempeño futuro del yacimiento.

5. Predecir factores de recobro bajo distintos tipos de mecanismos de

empuje primario.

Aunque en algunos casos es posible resolver la EBM

simultáneamente para los volúmenes iniciales de hidrocarburos como por

ejemplo, volúmenes de petróleo y gas, y el influjo de agua; generalmente uno

o los otros se deben conocer de otros datos o métodos que no dependen de

los cálculos de balance de materiales. La exactitud de los valores calculados

dependen de la confiabilidad de los datos disponibles, y si las características

del yacimiento se adaptan a las suposiciones que están asociadas con el

desarrollo de la EBM. La ecuación está estructurada para guardar

simplemente el inventario de los materiales que entran, salen y acumulan el

yacimiento.

El concepto de la EBM fue presentado por Schilthuis en 1936 y

simplemente está basada en el principio de balance volumétrico. Indica que

el retiro acumulativo de los fluidos del yacimiento es igual a los efectos

combinados de la expansión del fluido, la compactación del volumen de

poros, y el influjo de agua.

Al pronosticar el comportamiento futuro del yacimiento se desea

conocer de antemano la magnitud de la presión que debe existir a medida

que avanza la producción. Este conocimiento previo de las características

futuras del caudal de producción es muy importante para planificar las

estaciones de flujo y/o el equipo de levantamiento artificial requerido, así

como también la energía adicional que necesita el yacimiento mediante la

inyección de fluidos.

EBM GENERALIZADA.

La EBM está diseñada para tratar el yacimiento como un tanque

simple o región que se caracteriza por las propiedades homogéneas de la

roca, y descrita por la presión promedio; por ejemplo, la no variación de la

presión a través del yacimiento, a cualquier momento o etapa de producción.

De allí, EBM se refiere comúnmente como un tanque modelo o modelo cero-

dimensional (0-D). Por supuesto, estas suposiciones no son realistas; ya que

el yacimiento se considera generalmente heterogéneo con variaciones

considerables en la presión a lo largo del yacimiento. Sin embargo, se

muestra que para el modelo tipo tanque predice exactamente el

comportamiento del yacimiento en la mayoría de los casos, si se dispone de

los datos de presión promedio y producción.

ECUACIÓN GENERAL DE BALANCE DE MATERIALES PARA

YACIMIENTOS.

Normalmente está escrita en bases volumétricas:

“los hidrocarburos iníciales =hidrocarburos remanentes + agua que ha

instruido”

El yacimiento es considerado un tanque con cero dimensión

Es una herramienta simple es decir que si se necesitan más

respuestas se recurre a un método más sofisticado.

La figura muestra un tanque (yacimiento) con capa de gas a

condiciones iníciales. Allí, m es el tamaño de la capa de gas, ésta se obtiene

a partir de registros, datos de corazones, datos de completamiento,

presiones de fondo y mapas estructurales. También se ha presentado una

disminución en el volumen poroso disponible a hidrocarburos causados por

expansión de roca y fluido.

La ecuación de balance de materia puede escribirse como:

El volumen original de hidrocarburos + volumen remanente de

hidrocarburos + el volumen de agua instruida desde un acuífero + la

reducción del volumen poroso debido a la expansión de roca y fluido.

La ecuación de balance de materia se expresa en unidades de

yacimiento.

LOS TÉRMINOS QUE EN ELLA INTERVIENEN SE DEFINEN COMO

SIGUE:

Np = Petróleo producido, BF

N = Petróleo original in-situ, BF

G = Gas inicial en el yacimiento

m = Tamaño inicial de la capa de gas o volumen inicial de la capa de

gas/volumen de la zona de petróleo (N)

Np = Petróleo producido acumulado, BF

Gp = Gas producido acumulado, pcn

Wp = Agua producido acumulado, BF

Rp = Relación gas-petróleo acumulada, Gp/Np, pcn /BF

Rs = Relación gas-petróleo, pcn/BF

ßo, ßw = Factor volumétrico de formación del petróleo y del

agua, bbl/BF

ßg = Factor volumétrico de formación del gas, bbl/pcn

We = Intrusión acumulada de agua, BF

Sw = Saturación de agua, fracción

cw, co, cg = Compresibilidad del agua, del petróleo y de gas, 1/psi

cf = Compresibilidad del volumen poroso, 1/psi

P = Presión estática del yacimiento, psia

ΔP = Pi – P

i = inicial

Volumen de hidrocarburos iniciales = Volumen original de aceite +

volumen original de gas (en la capa), bbl.

Volumen original de aceite = N ßoi, bbl

Volumen original de gas = mN ßoi, bbl

De modo que: Volumen de hidrocarburos iniciales = N ßoi (1 + m)

Volumen de hidrocarburos remanentes = capa de gas original

expandida + petróleo remanente + gas neto liberado, bbl

Asumiendo que no se produce gas de la capa de gas. Existen

problemas cuando el yacimiento es delgado y cuando existe conificación.

Capa de gas original expandida = mNβoiβg/βgi, bbl

Petróleo remanente = (N - Np) ßo, bbl

Gas neto liberado = Gas liberado - gas libre producido

Gas liberado = N (Rsi - Rs)ßg, bbl

Gas libre producido = Np (Rp - Rs) ßg, bbl

Gas en solución producido = Np Rs, bbl

Gas neto liberado = N (Rsi - Rs)ßg - Np (Rp - Rs) ßg, bbl

Volumen hidrocarburos remanentes =(N - Np)ßo + mNßoi (ßg/ßgi) + N

(Rsi - Rs) ßg – Np (Rp - Rs) ßg, bbl

Intrusión neta de agua = (We - Wp) ßw

Por otro lado Dake define el decremento del volumen poroso

disponible a hidrocarburos debido a la expansión de roca y fluido que ocurre

por el decremento de presión a partir del concepto de compresibilidad como:

Involucrando todos los términos en mención, la EBM queda:

Agrupando los términos con N al lado izquierdo y con Np al lado

derecho, se tiene:

Despejando N:

DISCUSIÓN TAL COMO SE PRESENTA LA EBM, SE DEBEN DESTACAR

LOS SIGUIENTES ASPECTOS:

1) Carencia en la dependencia en el tiempo

2) Función de los fluidos producidos

3) We usualmente tiene dependencia temporal

4) Generalmente existen tres incógnitas: We, N, y m

OTROS USOS A LA EBM

1) Desarrollar una relación entre los fluidos producidos con la presión

para predecir el comportamiento del yacimiento

2) Verificar la existencia de la capa de gas

3) Comparar con el petróleo calculado volumétricamente. Esto no

significa que los valores sean cercanos. Balance de materia siente la

presencia de una falla (2 yacimientos) o puede haber una extensión en el

yacimiento que el método volumétrico no detecta.

4) No es bueno tratar de hallar N con la Ecuación de balance de materia

en yacimientos con alta intrusión de agua porque Pi - P es pequeño.

MÉTODOS PARA LA DETERMINACIÓN DE LA EBM.

MÉTODO DE HAVLENA Y ODEH

Este método no es más que la similitud entre la EBM y la ecuación de una

línea recta con el propósito de interpretar el comportamiento de las variables

establecidas o definidas. Por lo que se agruparon términos que tuvieran

relación entre ellos para obtener dicha línea recta a partir de la EBM.

¿Para qué nos sirve la EBM?

La EBM nos sirve para determinar el valor de m y N (Hacer cotejo) y para

realizar predicciones (NP y Gp).

¿Cómo obtengo una ecuación de línea recta a partir de la EBM?

• Del lado izquierdo de la EBM todos los términos se relacionan, ya que

todos representan la producción acumulada de los fluidos producidos del

yacimiento. Por esta razón Havlena y Odeh definieron dicho término como

"F".

Entonces F: Np.[Bo+(Rp-Rs).Bg]+Wp.Bw

Del lado derecho: consideraron ciertas implicaciones para definir los

términos que se encontraban de éste lado y poder agruparlos.

El término relacionado con la Expansión del petróleo y gas en solución

lo llamaron Eo.

Eo: Bo-Boi +(Rsi-Rs).Bg

El término relacionado en la EBM con la expansión de gas en la capa

del gas, le asignaron Eg.

El término relacionado con la expansión del agua connata y reducción

del volumen poroso le asignaron Efw:

ECUACIÓN GENERAL DE LA LÍNEA RECTA DE LA EBM (Havlena y Odeh).

Sustituyendo los valores anteriores en la EBM y colocándola en

función de los de los términos establecidos.

Como Eo+mEg+(1+m)Efw representa la expansión total en el

yacimiento entonces la ecuación queda:

Esta es la ecuación de una línea recta cuya pendiente es N y con

punto de corte We. We es variable no es constante ya que es un término que

varía con la presión.

BASÁNDONOS EN LA ECUACIÓN DE LÍNEA RECTA DE LA EBM, EL

COMPORTAMIENTO DE DICHA ECUACIÓN VARÍA SI:

1. EL YACIMIENTO ES VOLUMÉTRICO- EMPUJE POR GAS EN

SOLUCIÓN + COMPACTACIÓN O REDUCCIÓN DEL VOLUMEN POROSO:

A. -Si el yacimiento es volumétrico (we=0).

B. -Si sólo se produce empuje o producción de hidrocarburos por

expansión del gas disuelto, quiere decir que no hay capa de gas entonces

(m=0), es decir estamos por encima de Pb.

C. -Ewf existe por encima de Pb, y es el mecanismo que más aporte

brinda a la producción de hidrocarburo bajo esta condición.

Al considerar estos aspectos para este caso la ecuación queda:

F=N[Eo+Efw]

(Recta que pasa por el origen y de pendiente N, con diferentes valores de

presión se consiguen valores para Eo+Efw para graficar). Esto permite

determinar N.

2. SI EL YACIMIENTO ES VOLUMÉTRICO+EMPUJE POR GAS EN

SOLUCIÓN+ CAPA DE GAS

A. -Bajo estas condiciones estamos por debajo de Pb.

B. -Para este caso Efw se considera despreciable (aunque actúa y

existe), lo que sucede es que para esta condición como nos encontramos por

debajo de Pb, son otros mecanismos lo que ofrecen mayor aporte a la

producción.

C. -Por ser yacimiento volumétrico We=0.

Al considerar estos aspectos la Ecuación queda:

(Ecuación de una línea recta que pasa por N, y de pendiente m.N). Se

obtiene al graficar F/Eo vs Eg/Eo.

3. SI EL YACIMIENTO ES NO VOLUMÉTRICO (EMPUJE POR AGUA)

+GAS EN SOLUCIÓN+COMPACTACIÓN DEL VOLUMEN POROSO.

A. Si el yacimiento es no volumétrico, existe un acuífero asociado al

yacimiento entonces (We≠0), existe.

• Estamos por encima del Pb.

• Existe Efw a presiones por encima de Pb. -Por encima de Pb no tengo

capa de gas, sólo se expande el gas disuelto en el petróleo. (m=0).

Al considerar esto la ecuación queda:

(Ecuación de línea recta de pendiente N y punto de corte en 0)

OBSERVACIÓN IMPORTANTE: We no es punto de corte, porque We

varía con la presión. Error típico.

B. Si el yacimiento es no volumétrico (empuje por agua)+ gas en solución

+capa de gas.

• Estamos por debajo de Pb. -El yacimiento es No Volumétric0, tiene un

acuífero asociado (We≠0).

• Por debajo de Pb se expande el gas disuelto y el gas de la capa de

gas, por lo que (m≠0).

• Efw es despreciable por debajo de Pb.

Al tomar en cuenta estas consideraciones y dividiendo la ecuación por

E0 nos queda:

(Ecuación de una línea recta con punto de corte N, y pendiente mN).

C. Yacimiento No Volumétrico (Empuje por agua) +gas en solución

• We existe ya que tiene asociado un acuífero.

• Estamos por encima de Pb. Entonces existe Efw y m=0 (No hay capa

de gas)

La ecuación que representa estas condiciones:

(Ecuación de una línea recta de pendiente 1 y punto de corte N).

OBSERVACIÓN: Si al graficar no da lineal (R2>0.98), como dicen

Havlena y Odeh entonces se revisan los cálculos y en caso de no existir error

entonces es porque existe un mecanismo de producción que no estamos

considerando.

FORMAS QUE TOMA LA ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES EN

FUNCIÓN DE LAS CONDICIONES DEL YACIMIENTO.

Para casos específicos de yacimientos de petróleo la Ecuación de

Balance de Materiales va a ser utilizada dependiendo de las condiciones a la

que se encuentre el yacimiento, por lo uqe es importante saber si estamos

por encima o por debajo de la Presión de Burbujeo (Pb).

A. PARA PRESIONES POR DEBAJO DE LA PRESIÓN DE BURBUJEO

(Pyac>Pb).

• No tenemos gas libre en el yacimiento.(m=0)

• El mecanismo que más contribuye a esta condición de presión es la

Expansión del Petróleo y Reducción del Volumen Poroso.

• Consideramos un yacimiento volumétrico por lo que We=0.

• No hay producción de agua (Wp=0).

• Por encima de la Pb (Rp=Rs) y (Rs=Rsi). Esto lo consideramos

teniendo en cuenta el gráfico de Rs vs P y el de Rp vs P.

Considerando todos los factores mencionados y simplificando en la

EBM estos términos nos queda:

Si se conocen los Bo:

Si se conocen las compresibilidades:

B. POR DEBAJO DE LA PRESIÓN DE BURBUJEO (Pyac<>, ( Sin capa

de Gas)

• Al estar por debajo de Pb tenemos gas y el mecanismo que comienza

a producir hidrocarburos es la Expansión por Gas en Solución. Ya que el

gas es mucho más compresible.

• Consideramos Wp=0.

• Rp≠Rs y Rsi≠ Rs a esta condición de presión.

• Como para este caso estamos considerando que solo se produce

Expansión del gas en solución ya que no hay capa de gas entonces (m=0).

• Continuamos considerando que es un yacimiento volumétrico por lo

que (We=0).

• Por debajo del Pb, el efecto de la compresibilidad es despreciable,

mas no es que no existe. Lo que sucede es que para esta condición de

presión es la expansión del gas la que ofrece mayor aporte en comparación

con este mecanismo. Entonces por ello el término de Expansión del agua

connata y reducción del volumen poroso lo consideramos igual a cero.

Quedando para este caso la EBM:

C. POR DEBAJO DE LA PRESIÓN DE BURBUJEO (Pyac, (Con capa de

Gas).

• El mecanismo de mayor aporte en este caso es la Expansión del gas

disuelto y la Expansión de gas en la capa de gas.

• Como hay capa de gas m es distinto de cero es decir (m≠0).

• Por debajo del Pb, el efecto de la compresibilidad sigue actuando pero

es despreciable, con respecto al aporte de los otros mecanismos presentes.

• Considerando que no hay influjo de agua (We=0).

• Considerando que no hay producción de agua (Wp=0).

Al considerar todos estos aspectos la EBM queda:

NOTA: Por debajo de la Presión de Burbujeo ya no sólo la

compresibilidad es la que actúa como mecanismo de producción, ya que

ahora la expansión del gas disuelto y la expansión del gas en la capa de gas

comienzan a brindar sus propios aportes y en mayor medida que la

expansión del agua connata y reducción del volumen poroso.

El término de Expansión del agua connata y reducción del volumen

poroso para Pyac.

MÉTODOS DE PRONÓSTICO DEL COMPORTAMIENTO DE LOS

YACIMIENTOS POR BALANCE DE MATERIALES.

Existen varios métodos de pronóstico del comportamiento de los

yacimientos por balance de materiales. Los tres métodos fundamentales y

más utilizados son:

1) MÉTODO DE PIRSON.

Este método fundamenta el pronóstico del comportamiento del yacimiento

empleando la ecuación de balance de materiales en forma de diferencias

finitas. Además de las suposiciones generales comunes a los tres métodos

presentados antes, Pirson desarrolla su método sobre las siguientes

suposiciones específicas:

A. Los cálculos se hacen fundamentados en una unidad de petróleo

originalmente en sitio: N= 1 BFP.

B. En estas condiciones Np representa en forma fraccional la extracción

del petróleo original en sitio (POES).

C. No existe casquete de gas al comienzo del cálculo, aunque el petróleo

está saturado de gas luego m=0.

D. No hay intrusión apreciable de agua (We=0) y en consecuencia

tampoco hay producción de agua (Wp=0).

2. MÉTODO DE TARNER.

Este método ha sido aplicado en varios formatos. Sin embargo, el más

común y presentado aquí es el desarrollado por Tracy, referido en secciones

anteriores.

Relación gas petróleo: Este es un método de tanteo que considera el

comportamiento de la relación gas petróleo total instantánea al final de cada

periodo de presión sometido a estudio. En base a ese valor de RGP se

computa el volumen de petróleo producido durante el periodo de presión.

Además de las suposiciones generales comunes los tres métodos y

mencionadas antes, el método de Tarner está fundamentado en las

siguientes suposiciones específicas:

1. Los cálculos se hacen en base a una unidad de petróleo originalmente en

sitio (POES). N= 1 BFP.

2. En estas condiciones Np representa la fracción de petróleo extraído del

volumen originalmente en sitio.

3. No existe casquete de gas al comienzo del cálculo, no obstante que el

petróleo está saturado de gas, luego m=0.

4. No hay intrusión apreciable de agua (We=0) y en consecuencia tampoco

hay producción de agua (Wp=0).

3. MÉTODO DE MUSKAT.

Este método sigue fundamentalmente el siguiente procedimiento

general.

1. Se calculan unas variables y sus derivadas respecto a la presión a una

presión dada. Se supone que las variables y sus derivadas se mantendrán

constantes para un periodo pequeño de caída de presión. Además, se

calculan los incrementos de producción de petróleo y gas durante el periodo

de presión.

2. Una vez completado un paso de presión, se avanza al próximo,

recalculando las variables y sus derivadas para la “nueva presión inferior”,

repitiéndose todo el proceso de cálculo para esta nueva diferencia de

presión. El proceso se repite hasta llegar a la presión más baja que se

desee, la cual puede ser la presión de abandono.

3. Básicamente, el Método de Muskat representa una forma de resolver la

EBM utilizando diferenciales.

Los tres métodos fueron desarrollados para aplicarlos a yacimientos

que producen por agotamiento natural solamente, partiendo de una presión

de burbujeo, aunque sin casquete de gas libre inicial, y obviamente sin influjo

de agua.

Para el desarrollo de estos tres métodos se consideraron premisas y

suposiciones comunes, como las siguientes:

A. El yacimiento es uniforme en todo momento en cuanto a porosidad,

saturaciones de fluidos y permeabilidad relativa.

B. Las fuerzas de segregación por gravedad son insignificantes y no se

toman en cuenta como mecanismo que contribuya a la energía del

yacimiento.

C. El análisis completo PVT utilizado refleja aproximadamente las

condiciones de liberación instantánea, diferencial o mixta que ocurren con los

fluidos del yacimiento en el transcurso de sus desplazamientos desde la roca

recipiente hasta los tanques en la superficie donde se miden los caudales

producidos.

D. El yacimiento muestra presión uniforme en todo momento, tanto en la

zona gasífera como en la petrolífera.

E. En todo momento hay equilibrio total e instantáneo entre las fases de

gas y petróleo en el yacimiento.

F. No existe influjo de agua y en consecuencia su producción es

insignificante.

YACIMIENTOS VOLUMÉTRICOS DE PETRÓLEO SATURADO

Un yacimiento de petróleo que originalmente existe a su presión en el

punto de burbuja se refiere a un “yacimiento de petróleo saturado”. El

principal mecanismo en este tipo de yacimiento resulta de la liberación y

expansión del gas en solución cuando la presión cae por debajo de la

presión en el punto de burbuja. La única incógnita en yacimientos

volumétricos de petróleo saturado es el petróleo inicial en situ, N.

Normalmente, el termino de expansión del agua y la roca. E fw, se desprecia

en comparación a la expansión del gas en solución; sin embargo, se

recomienda incluir el término en los cálculos. La ecuación F=N (Eo + m Eg +

Efw)+ We se puede simplificar para dar forma idéntica que la ecuación F=N

(Eo + Efw).

ECUACIÓN DE BALANCE DE MATERIALES PARA YACIMIENTOS

SATURADOS CON CAPA DE GAS.

El caso más común y complejo que es el de yacimiento saturado que

posee un casquete de gas, y un acuífero que puede contribuir al mecanismo

de producción. Pero antes de seguir con el desarrollo de este tema es

necesario conocer:

m: Es la relación entre el volumen inicial de gas en la capa de gas con

respecto al volumen inicial de petróleo más el gas disuelto, es decir, es el

tamaño inicial del casquete de gas de un yacimiento con respecto al tamaño

inicial de la zona petrolífera, expresados a condiciones de yacimiento. Por

tanto m es un valor adimensional y constante. Constante debido al hecho de

que se trabaja con valores iniciales, por ende m se mantendrá sin

variaciones a pesar de que haya cambios en los tamaños de las zonas de

petróleo y de gas.

Bo: Factor volumétrico de formación de petróleo [BY/BN]

N: Volumen inicial de petróleo en sitio, a condiciones estándar

(POES).

Np: Petróleo acumulado, a condiciones estándar.

Bg: Factor Volumétrico de formación de gas [PCY/PCN]

Rsi: Relación gas-petróleo en solución [PCN/BN]

Rp: Relación gas – petróleo acumulado [PCN/BN]

Bw: Factor volumétrico de agua [BY/BN]

We: Influjo acumulado de agua en el yacimiento.

Wp: Agua acumulada.

Volumen de control: Corresponde a los limites iniciales de las zonas

ocupadas por hidrocarburos.

En la ecuación de balance de materiales (EBM) o de Schilthuis se

fundamenta en el análisis volumétrico realizado en el volumen de control.

Otras definiciones y/o suposiciones son las siguientes:

1. El gas, petróleo y el agua siempre se encuentran en equilibrio

instantáneo dentro del yacimiento.

2. La presión es uniforme en todo el yacimiento.

3. Se definirán cambios de volumen en tres zonas:

A. En la zona de petróleo.

B. En la zona de gas.

C. En el agua contenida en el volumen de control.

Se prosigue a describir el cambio de volumen en cada una de estas

zonas para luego seguir con la suma algebraica de cada uno de estos

cambios, lo cual nos conduce a la ecuación general de balance de

materiales.

CAMBIO DE VOLUMEN EN LA ZONA DE PETRÓLEO

Expresados a condiciones de yacimientos

NBoi: Volumen de petróleo y gas en solución inicial

(N-NP)Bo: Volumen remanente de petróleo a un tiempo (t) y a una

presión (p).

Por consiguiente la disminución en el volumen de la zona de petróleo

queda expresada:

NBoi-(N-Np) Bo

CONCLUSIÓN.

La Ecuación de Balance de Materiales ha sido una herramienta

realmente efectiva para el ingeniero de yacimientos debido a que durante

muchos años le ha permitido determinar el volumen de petróleo y gas

originalmente en sitio, calcular el influjo de agua y pronosticar la presión del

yacimiento para diferentes volúmenes de producción acumulada tanto en

yacimientos volumétricos de petróleo subsaturados como en yacimientos

volumétricos de petróleo saturados, aunque en los yacimientos volumétricos

de petróleo saturados inicialmente es una incógnita la determinación del

petróleo inicial en sitio. Teniendo que las dos primeras aplicaciones son de

gran importancia técnica y económica ya que nos permite conocer el

volumen inicial de hidrocarburos en sitio en base a los cuales se trabajara

para determinar qué cantidad de los mismos puede extraerse bajo

condiciones económicas y operativas existentes, para luego programar el

desarrollo y las explotaciones de las reservas descubiertas. Una de las

aplicaciones más importantes de la ecuación de balance de materiales en los

yacimientos volumétricos de petróleo saturados es la de pronosticar el efecto

de la rata de producción, ratas de inyección (gas o agua) o ambos efectos

simultáneamente sobre la presión del yacimiento; por lo tanto es de mucho

interés el conocer de antemano el volumen de hidrocarburos iniciales y la

relación m a partir de buenos datos como los obtenidos por medio de núcleos

y registros eléctricos.

BIBLIOGRAFÍA.

http://balance-de-materiales.lacomunidadpetrolera.com/2007/12/

ecuacin-general-de-balance-de-materia.html.

Clase de Ingeniería de Yacimientos II, Ing. Ángel Da Silva.

Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingenieros de Petróleo.

Balance de Materiales en Yacimientos de Petróleo con Gas Disuelto.

José R. Villa. Universidad Central de Venezuela. Escuela de Ingeniería de

Petróleo.

Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos-Freddy H. Escobar, Ph. D.

http://blog-petrolero.blogspot.com/2008/10/aplicaciones-de-la-ebm-

importantes-para.html

http://nayletaguirreyacimientos2ucv.blogspot.com/2009/10/clase-n3-

balance-de-materiales-para.html

ANEXOS.

Muchos yacimientos de hidrocarburos se hallan conectados hidráulicamente a rocas llenas con agua, denominadas acuíferos.

Análisis fraccional de una muestra de gas obtenida de la cabeza del pozo y

del fluido saturado a condiciones de yacimiento.

EBM basada en el modelo tipo tanque.

Las expresiones del balance volumétrico pueden ser deducidas para contabilizar los cambios de volumen que ocurren durante la vida de

producción natural del yacimiento.