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METODO ESTADO ESTABLE DE SCHILTHUIS
Nombre de los Integrantes: Albelis Aguilera/ Marglis Barrios/ Yelitza González/ Laury Sierra) / Sección: P-62 / UNEFA
Este trabajo fue realizado con la finalidad de cumplir con el requerimiento de la Asignatura YACIMIENTOS II de la carrera ING. EN PETRÓLEO para la formación y cumplir con los objetivos de la asignatura en el Corte IV.
MÉTODO ESTADO ESTABLE DE SCHILTHUIS – U N E F A
RESUMEN
Schilthuis presento una forma modificada de
la ecuación de Coleman, Wide y Moore. La
ecuación de Schilthuis se puede describir como un
balance volumétrico entre las cantidades de
petróleo, gas y agua producida, con la declinación
de presión del yacimiento, la cantidad total de agua
que puede haber entrado al yacimiento y la cantidad
total de petróleo y gas del yacimiento. La ecuación
de Schilthuis, usa la relación entre la presión del
yacimiento y el volumen obtenido en el laboratorio
a partir de muestras de petróleo y gas del
yacimiento, resultando que la ecuación sea aplicable
al estudio de yacimientos de alta presión.
Schilthuis también propuso un modelo de
influjo de agua el cual expresa la tasa de influjo de
agua dentro del yacimiento a un tiempo cualquiera,
proporcional a la diferencia de presión entre la
presión original del yacimiento y la presión en el
yacimiento en un instante dado.
Predecir el comportamiento de un
yacimiento de petróleo consiste en el estudio actual
de éste, en donde se estiman condiciones futuras del
mismo, siendo uno de los métodos para un
problema en particular, el “método de Schilthuis”.
INTRODUCCION
Es importante resaltar en el área petrolera lo concerniente a el modelo de estado estable de Schilthuis ya que es uno de los métodos que se realizan en presencia de acuíferos especialmente en la estimación de intrusión de agua, asumiendo de esta manera a acuífero gigante y altamente permeable (Mayor de 50md) para que la presión
nunca caiga y de esta manera el método, no toma en cuenta la disminución en el volumen poroso debido al efecto combinado de la expansión del agua connata y la reducción del volumen poroso del yacimiento.
METODO ESTADO ESTABLE DE
SCHILTHUIS.
Según Freddy H. Escobar, en su publicación
titulada Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos
(p.250), este método consiste en “Determinar la
estimación de la instrucción de agua en un
yacimiento”.
El método utilizado por Schilthuis se refiere
a la relación entre la presión del yacimiento y el
volumen obtenido en el laboratorio a partir de
muestras de petróleo y gas del yacimiento,
resultando que la ecuación sea aplicable al estudio
de yacimientos de alta presión. Por lo cual es
empleado en acuíferos donde el caudal que él aporta
al volumen de control es proporcional a la caída de
presión que se le ha impuesto, es decir, con
comportamiento estable. Dicho comportamiento se
representa de la siguiente manera:
t
We = Cs ∫ (Pi – P) dt 0
En donde:
We = influjo acumulado de agua a condiciones de
yacimiento.
Pi = Presión del acuífero.
P = Presión estática del yacimiento.
Cs = Constante del acuífero, esta contiene las
constantes de Darcy: k, , A y sus unidades bbl/
tiempo/psia.
t
∫ = evaluada desde cero (0) hasta un tiempo “t”.0
Figura 1.Esquema de Flujo Estable
Fuente:
Figura 2.
Método de Schilthuis
Fuente:
El método de Schilthuis se usa con la ecuación de
balance de materia para:
1. Calcular el petróleo original, N.
2. Hallar la constante del acuífero, Cs.
VENTAJAS:
Existe una zona subyacente de agua.
Asume un acuífero gigante y altamente
permeable (Mayor de 50 md), para que la presión
nunca caiga.
Aumento de la producción de agua a medida que
transcurre el tiempo.
Balance de materia es el mejor indicador para
detectar la intrusión de agua.
La tasa de influjo de agua se puede describir
aplicando la Ley de Darcy:
Integra la Ley de Darcy, en estado estable.
DESVENTAJAS:
La ecuación de Schilthuis, no toma en cuenta la
disminución en el volumen poroso.
CLASIFICACION DE LOS ACUIFEROS:
Un acuífero se entiende como una zona
subterránea de roca permeable saturada con agua
bajo presión. El acuífero representa un volumen de
agua depositado en las rocas subyacentes que están
en contacto con una acumulación de hidrocarburo.
Estos se clasifican en:
• Acuíferos Libres: son aquellos en los cuales
existe una superficie libre del agua encerrada en
ellos que se encuentra a presión atmosférica.
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• Acuíferos Confinados: son aquellos en los que el
agua que contienen está sometida a una presión
superior a la atmosférica, y ocupa la totalidad de los
poros o huecos de la formación geológica. Están
sellados por materiales impermeables que no
permiten que el agua ascienda hasta igualar su
presión a la atmosférica.
• Acuíferos Semi-Confinados: se caracterizan por
tener la parte superior o/y la parte inferior sellada
por materiales que no son totalmente impermeables,
sino que constituyen un acuitardo, es decir, un
material que permite una filtración vertical que
alimenta muy lentamente al acuífero principal.
• Acuíferos Colgados: algunas veces se da una
capa de material más o menos impermeable por
encima del nivel real. El agua que se infiltra queda
atrapada en esta capa para formar un lentejón, que
normalmente tiene una extensión limitada sobre la
zona saturada más próxima.
Figura 3.Representación de los tipos de Acuíferos.
Fuente: Hidrogeología – Jorge Molinero Huguet.
Reconocimiento de Acuíferos Naturales.
Existen varios indicativos con el fin de
reconocer si ocurre un empuje hidráulico.
Comenzando con la perforación, puede decirse que
si se localizan contactos agua-petróleo (de registros,
pruebas, etc), es una buena indicación que esta
ocurriendo una intrusión de agua, una vez iniciada
la producción. También, si la presión inicial del
campo está por encima del punto de burbujeo
(indicación que no existe capa de gas inicial),
lógicamente debe existir una fuentes de energía que
contribuyó al mantenimiento de tal presión en el
campo, siendo esta fuente de energía, un acuífero.
El estudio de estos pozos en particular,
contribuye notoriamente al reconocimiento de
intrusión. En acuíferos de fondo, la producción de
agua aumenta principalmente debido a la formación
de conos de agua alrededor de los pozos; si la
presión disminuye debido a otro factor, la presión
de fondo de los pozos aumenta, ya que los efectos
del acuífero continúan y tienden a restablecer un
nuevo equilibrio en el yacimiento.
Debe tenerse presente que mientras más
rápido se determine la intrusión de agua a un
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campo, puede planearse mejor su desarrollo, ya que
la localización de los pozos y el espaciamiento
puede variar considerablemente si existe o no u
acuífero activo.
Ejemplo Práctico del Método de Schilthuis.
Un yacimiento petrolífero tiene una presión inicial
de 2500 Lpca, un área de 316 acres, espesor de 30
pies, una porosidad de 15%, una saturación de
agua connata de 25% y la presión de burbujeo del
petróleo es de 2200 Lpca. Se determino que dicho
yacimiento esta rodeado por un acuífero de 25600
acres, su compresibilidad efectiva (Ce) es de
1,2x10-6 Lpca, una viscosidad del agua de 1,1 cps y una
permeabilidad de 200 md. El comportamiento de presión en
el limite agua-petróleo (CAP), durante la producción es la
siguiente:
T (días) P (Lpca) We (BY)0 2500 050 2490 100100 2480 4000500 2470 9100800 2460 100001400 2440 165992000 2410 181822400 2390 235112800 2340
*Determinar el tipo de flujo del acuífero.
En este caso hay que determinar la constante de
intrusión de Schilthuis (Cs).
a) Determinar el valor de ΔWe para cada intervalo.
ΔWen= We posterior – We anterior
2
Para el primer intervalo:
ΔWen= We posterior – We anterior = (4000 -0) BY= 2000BY
2 2Y así con los demás valores de la tabla.b) Se calcula el valor de Δt, para cada intervalo:
ΔTn= T posterior – T anterior = (100-0) días = 50 días 2 2c) Luego se determina el valor de ΔP para cada
intervalo:
ΔPn = Principal – Pn
Para el primer intervalo se tiene:
ΔP1 = Principal – P1 (2500-2490) Lpca = 10 Lpca, y
así sucesivamente con los demás.
d) Por último se determina Cs para cada intervalo=
Csn = Δ Wen ( BY) = 2000 BY
ΔTn (días) x ΔP (Lpca) 50 días x 10 Lpca
Csn = 4 ( BY/ díasxLpca.) y así sucesivamente.
Si la Cs varia, entonces no es de flujo continuo, por
consiguiente se debe verificar con los datos de la Cs si
es de flujo continuo modificado de la siguiente
manera:
Se determina para cada intervalo el valor de 1/Cs,
ósea.
1 = 1 = 0,25 (díaxLpca/BY) y así con las demás.
Cs1 4
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Nota: se puede observar que los puntos no se
ajustan a una línea recta, por consiguiente es un tipo
de flujo no continuo.
CONCLUSION
1. Este método se utiliza para fines de estimación
de la intrusión del agua, usado al inicio del
yacimiento.
2. El comportamiento de flujo por este método esta
descrito por la Ley de Darcy.
3. Cuando se estudia un acuífero es importante
resaltar que es una zona subterránea de roca
permeable saturada con agua bajo presión, que
esta en contacto con un a acumulación de
hidrocarburo.
4. El yacimiento en este método es volumétrico, lo
que significa que su volumen es constante, en
otras palabras expresa que no existe entrada de
agua al yacimiento.
5. El yacimiento esta saturado, indicando la
ausencia de una capa de gas.
BIBLIOGRAFIA E INFOGRAFIA
[1] Escobar, Freddy H., “Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos”. Editorial Universidad Surcolombiana. Primera Edición.
[2] Pérez Palacios Ramiro, “Yacimientos con
Empuje Hidráulico” . Universidad del Zulia, 1969.
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[3] Molinero Huguet Jorge, “Hidrogeología - Tipos
de Acuíferos”.
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