EBM PARA YACIMIENTOS DE ACEITE BAJOSATURADO.Despreciando el cambio en la porosidad de la roca al disminuir la presión de los fluidos que contiene y considerando el caso sin entrada de agua al yacimiento, el volumen del yacimiento se puede considerar constante al caer la presión.En la etapa de bajo saturación ese volumen estará constituido por el agua congénita y aceite con su gas disuelto, despreciándose el gas que pudiera estar disuelto en el agua.

De la presión inicial a la de saturación el volumen de aceite permanece constante en el yacimiento y el aceite se produce por la expansión del mismo: 

A la presión inicial: Np = 0, Gp = 0, Vol. Aceite = N*Boi 

A cualquier presión entre Pi y Pb, Vol. Aceite = (N – Np) * Bo 

Por lo que: N * Boi = (N – Np) * Bo y N = (Np * Bo) / (Bo – Boi) 

Y la recuperación de aceite, en fracción del volumen original y a cualquier tiempo será: 

r = Np/N = (Bo – Boi) / Bo

Para un yacimiento dado de este tipo, que cuente con una historia de producción-presión y se tenga el análisis PVT del fluido representativo, es posible calcular el volumen original de aceite y la recuperación fraccional a cualquier tiempo en el lapso de bajo saturación, aplicando las ecuaciones anteriores.

BALANCE DE MATERIALES DE YACIMIENTOS VOLUMETRICOS DE PETROLEO SUBSATURADO

Sin tomar en cuenta el cambio de porosidad de las rocas con el cambio de presión interna del fluido, los yacimientos con una instrucción de agua insignificante o no existente, se consideran de volumen constante y se denominan yacimientos volumétricos. Si el petróleo encontrado inicialmente en el yacimiento esta subsaturado, entonces el yacimiento inicialmente contiene sólo innata y petróleo, con sus respectivas cantidades gas disuelto. La solubilidad del gas encontrado en yacimientos es por lo general muy baja y se despreciara en la presente discusión. De la misma manera, como la producción de agua en yacimientos volumétricos es muy poca o insignificante, tampoco se tendrá en cuenta. En estas condiciones, de la presión inicial del yacimiento a la presión del punto de burbujeo, el volumen del yacimiento a la presión del punto de burbujeo, el volumen del yacimiento ocupado por el petróleo no cambia y se produce petróleo debido a la expansión líquida, como se ilustra en los diagramas de la figura 3.6. Si se iguala el volumen inicial al volumen fina, se tiene:

U la recuperación fraccional r, es

La recuperación fraccional se expresa generalmente como una fracción fiscal inicial en el yacimiento. Los datos de PVR para el yacimiento 3-A-2 Se presentan en la figura 3.7 El fluido del yacimiento tiene un factor volumétrico de 1,572 bl/BF a la presión inicial de 4400 Ipca y 1,600 bl/BF a la presión de punto de burbujeo de 3550 Ipca. Por agotamiento o

depleción volumétrica, la recuperación fraccional del petróleo fiscal a una presión de 3550 Ipca, obtenida por medio de la Ec. (3.9), es igual a

ó

Si el yacimiento produjo 680.000 BF cuando la presión disminuyó a 3550 Ipca, el petróleo inicialmente en el yacimiento de acuerdo con la Ec. (3.8) es

Los cálculos anteriores asumen una razón gas-petróleo de producción entre las presiones inicial y de punto de burbujeo igual a la razón inicial gas disuelto-petróleo, o sea 1100 PCS/BF.

Por debajo de 3550 Ipca se forma una fase de gas libre, y para un yacimiento volumétrico, subsaturado y sin producción de agua, el volumen poroso disponible para hidrocarburos permanece constante

La figura 3.8 presenta esquemáticamente los cambios que ocurren entre la presión inicial del yacimiento y una presión inferior a la del punto de burbujeo. La fase de gas libre no asciende en el yacimiento necesariamente para formar una capa de gas artificial y las ecuaciones permanecen iguales siempre y cuando el gas libre permanezca distribuido a través del yacimiento en forma de burbujas aisladas. Si al disminuir la presión del yacimiento a un valor por debajo de la presión de saturación se han producido BF de petróleo con una razón gas-petróleo neta cumulativa de PCS/BF, puede sustituirse en la Ec. (3.10) y obtener

Donde es el petróleo inicial en el yacimiento en barriles fiscales; y son los factores volumétricos del petróleo a las presiones inicial final, respectivamente; es el gas libre en PCS en el yacimiento a la presión; inferior. El gas libre , puede encontrase observando que a la presión inferior, el gas inicial, PCS, esta dividido en tres partes: a) el gas aun disuelto en el petróleo que permanece en el yacimiento, b) el gas producido , y c) el gas libre en el yacimiento, obtenido por diferencia en la siguiente forma:

Gas libre= gas inicial - gas en solución - el gas producido

Si se sustituye este valor en la Ec. (3.11) se obtiene

De esta ecuación puede obtenerse el petróleo fiscal inicialmente en el yacimiento,

Y en la recuperación fraccional,

La razón gas-petróleo neta cumulativa producida, es el resultado de dividir todo el gas producido del yacimiento `por el petróleo producido en . En cierto parte del gas producido es reinyectado en el mismo yacimiento, de manara que el gas neto producido es sólo el gas no reinyectado en el yacimiento. En caso que todo el gas producido se reinyecte en el yacimiento, es cero.

Todos los términos, excepto la razón gas-petróleo producida, son sólo función de presión, y son propiedades del fluido del yacimiento. Como la composición del fluido no varia, es lógica que la recuperación fraccional sea determinada por las propiedades PVT del fluido del yacimiento y la razón gas-petróleo producida. Siendo la razón gas-petróleo producida por un término del denominador de las altas razones gas-petróleo producen bajas recuperaciones, y viceversa.