Método de Tracy para predecir la producción de petróleo

El método de Tracy, parte de la ecuación de balance de materiales de Schuilthuis, y es usado entre sus aplicaciones para determinar la predicción de petróleo para un caida de presión en un yacimiento depletado, volumetrico y con una presión por debajo de la presión de burbuja.

El método, consiste en suponer un valor razonable de Ri (relación gas petróleo instantánea) , a través de tanteo, con el fin de poder predecir un valor de Np/N adecuado, y con el conocimiento previo del POES (N), determinar, el valor de Np o la cantidad de petróleo producido para un caida de presión en estudio.

Los datos necesarios para determinar el método son:
• Temperatura de yacimiento.
• Presión original de yacimiento.
• Petróleo inicial in-situ.
• Saturación de agua intersticial.
• Saturación de petróleo.
• Saturación de gas.
• Factor volumétrico original de formación de petróleo.
• Viscosidad del gas a condiciones de yacimiento, para presiones entre el punto de
burbuja y la presión de abandono.
• Factores de expansibilidad promedios (Cf, Co y Cw).
• Compresibilidad del petróleo.

Y entre las condiciones encontramos:
• Yacimiento volumétrico.
• Solo es posible calcular el comportamiento a presiones por debajo del punto de burbuja.
• La solución del método se inicia en la presión del punto de burbuja, pero puede
utilizarse una presión más baja a la cual los recobros acumulativos de gas y petróleo
puedan ser usados.

La condición principal a evaluar, para conocer si el tanteo es el correcto es comprobar la siguiente igualdad:

Para lograr la solución del método, se recomienda seguir los siguientes pasos:

1.- Seleccionar el paso de presión en estudio, generalmente se comienza por la presión que sigue luego de la de descubrimiento del yacimiento, ya que para la primera presión, no se a producido nada y por ende los valores de Np, Gp y Ri son cero.

2.- Estimar un valor de Ri (razonable) , es decir, no estimar valores muy grandes o muy pequeños , como dato se sugiere a primera instancia probar en una banda entre 300 y 1000 PCN/BN.

3.- Determinar los parámetros φo y φg, es indispensable tener cuidado con los decimales, ya que pueden acarrear errores en el método.



4.- Hallar el valor de delta Np/N con el valor de Ri asumido, y teniendo en cuenta que para la presión de descubrimiento, Np, Gp y Ri son cero.

5.- Estimar el valor de Np/N, sumando los deltas de los pasos anteriores con el determinado en el paso 4.

6.- Determinar la saturación de liquido con la formula suministrada

7.- Hallar la relación de Kg/Ko,como dato se sugiere que los valores de ésta relación esten por el orden de 10-3 . Ésta realación se determina por medio de correlaciones, siendo la correlación siguiente frecuentemente usada:

Kg/Ko = ( 1- S* )2 . ( 1- (S*)2 ) / ( S* )4

S* = So / ( 1- Sw)

So = Sl – Sw

8.- Determinar el valor de Ri analíticamente

9.- Comparar los valores de Ri asumido con el determinado en el paso 8 , si el Ri calculado no es aproximadamente de 50 a 100 PCN/BN, dependiendo de la magnitud de Ri, volver al paso 2. Si se encuentra en ese rango continuar.


10.- Determinar el valor de delta Gp/N

11.- Determinar el valor de Gp/N, que es la suma de los deltas Gp/N.

12.- Se procede a comparar la igualdad del método, si el resultado está, entre 0,99 y 1,01 , seguir con los pasos siguientes.

13.- Determinar Np, tomando el valor de Np/N, calculado en el paso 5 , despejo el valor de Np y conocido un POES, se hallará la predicción de producción para el paso de presión en estudio.

14.- Pasar al siguiente paso de presión.

Bibliografía:

Freddy H. Escobar, Ph.D. Fundamentos de Ingeniería de yacimientos, editorial Usco, Neiva-Huila Colombia,2001.