La importancia de los acuíferos en Yacimientos de Gas

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Es bien sabido que, en yacimientos de gas con empuje hidráulico, casi siempre los factores de recobro son generalmente muy bajos, debido a las altas saturaciones de gas residual que se encuentra entrampado por el agua proveniente de los acuíferos. Casi siempre, estos bajos factores de recobro son causa de: 1) La tasa de producción y la manera en que son producidos los pozos, 2) la saturación residual de gas, 3) las propiedades del acuífero y 4) la eficiencia volumétrica de barrido que tiene el agua de intrusión dentro del yacimiento.

La manera de estimación del factor de recobro en yacimientos de gas con empuje hidráulico puede variar considerablemente. Ejemplo de ello son el método de estado continuo, el de Hurts modificado para estado semi-continuo y varios métodos de estados no continuos entre los que destacan los modelos de Van Everdigen & Hurts y Carter y Tracy. El estudio de Carter & Tracy es utilizado para realizar la metodología que se va a plantear a continuación.

Básicamente es la utilización de la ecuación de balance de materiales en función de P/Z para gas. Con la presencia de un empuje hidráulico, los datos reales de campo casi siempre se desvían de la tendencia lineal de un comportamiento volumétrico, ocurriendo en muchos casos un mantenimiento de la presión del yacimiento. Generalmente esto ocurre cuando el yacimiento cae a una presión por debajo de la presión de activación del acuífero (en casos de acuíferos infinitos) o al momento en que inicia la depleción del mismo (asociado muchas veces a acuíferos de pequeñas dimensiones). Con este desvío de los puntos, no es posible extrapolar los datos a P/Z = 0 para obtener un valor de GOES (gas original en sitio) y de reservas a una P = Pabandono.

Ecuación de P/z vs. Gp para yacimientos de gas:
P/z = Pi/zi (1- Gp/G)

Donde:
P = Presión actual de yacimiento (lpca)
z = Factor de compresibilidad de gases reales a la presión actual de yacimiento (adm)
Pi = Presión inicial de yacimiento (lpca)
zi = Factor de compresibilidad de gases reales a la presión inicial de yacimiento (adm)
Gp = Gas producido acumulado (MMPCN)
G = Gas original en sitio (MMPCN)

Estudios realizados por Agarwal, Al Hussainy y Ramey permiten utilizar la ecuación mencionada anteriormente para la determinación de reservas en un yacimiento de gas con presencia de empuje hidráulico, mediante una correlación lineal que intersecta los puntos reales de declinación de presión del campo (tal como se muestra en la figura de abajo). Esta correlación se encuentra en función de la eficiencia volumétrica de barrido y la saturación de gas residual. La técnica es sencilla de aplicar si se tiene datos duros de los dos parámetros mencionados anteriormente, y no es más que asumir varios valores de Gp de abandono para obtener el comportamiento lineal.

Ecuación de la Técnica de Agarwal, Al Hussainy y Ramey:
Pab/zab = [(Pi/zi)/((Ev Sgi/Sgr)+(1-Ev)/Ev)]-[(Pi Gpab/zi)/(G Ev ((Sgr/Sgi)+(1-Ev)/Ev))]

Donde:
Pab = Presión de abandono (lpca)
zab = Factor de compresibilidad del gas a la presión de abandono (lpca)
Ev = Eficiencia Volumétrica de Barrido (adm)
Sgi = Saturación de gas inicial (adm)
Sgr = Saturación de gas residual
Gpab = Gas producido acumulado a las condiciones de abandono (MMPCN)

En dado caso de no tener "amarrado" los parámetros de eficiencia volumétrica de barrido, se puede utilizar la metodología de deSousa y Brigham. Por otra parte, la determinación de la saturación de gas residual, existen correlaciones que se clasifican de acuerdo al tipo de roca: consolidadas, no consolidadas y carbonáticas (las estaré publicando en los próximos post).
Fuente: Paper SPE 1244

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