EBM datos

Supersaturacion de hidrocarburos líquidos
Existen ciertos casos en los que al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supe saturado con gas.
Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado.

Selección inadecuada de PVT
Al usar la EBM es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenómenos que actúan en la producción de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador.
Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en sitio.
Presión promedio de yacimiento

Debido a la naturaleza de la EBM y recordando la suposición del equilibrio total e instantáneo, el yacimiento se comporta como un tanque ubicado en un “volumen de control”. De allí la suposición que todos los hidrocarburos, para un momento dado, se encuentran a la misma presión.
Se debe tener en cuenta que las presiones utilizadas en la EBM deben ser representativas del sistema, y cuando sea factible debe utilizarse una ponderación volumétrica de las presiones medidas
Medición de fluidos producidos
Una de las principales fuentes de error en la aplicación de la EBM son los valores erróneos de la producción de fluidos. Se sabe que para yacimientos con crudo subsaturado, con errores demedición, los estimados de N y We son muy altos.
Jones-Parra explica la situación de medición de los volúmenes de fluidos producidos: el petróleo fiscal no se mide necesariamente por yacimiento, se mide en estaciones de flujo y luego se prorratea al yacimiento. Cuando se prueba un pozo, se pasa de un separador de producción, a determinadas presión y temperatura, a un separador de prueba en el que las condiciones de presión y temperatura no son necesariamente las mismas. Una vez probados todos los pozos que fluyen a una estación se suma su tasa de producción para obtener una producción teórica por estación y determinar la fracción que cada pozo contribuye. Esta fracción se multiplica por la tasa de producción real de la estación para determinar el petróleo que se considera que es el volumen producido del yacimiento.
La producción de gas está sujeta a un control a un menos efectivo. Generalmente se hacen pruebas mensuales de la relación gas-petróleo, promediándose los valores obtenidos y multiplicándose por la producción de petróleo para obtener el volumen de gas producido.
El volumen de agua que se produce también se mide en pruebas periódicas; pero como el agua no tiene ningún valor comercial se mide con muy poca precisión. Tomando en cuenta la incertidumbre en las mediciones de los volúmenes producidos, con frecuencia es necesario rectificar las cifras reportadas. El gas producido a veces se calcula multiplicando el volumen de petróleo producido por la relación gas-petróleo de la ´ultima prueba y se debe volver a calcular multiplicando por la relación promedio entre dos pruebas consecutivas.
Acuíferos y descensos leves de presión
Cuando el acuífero es muy activo o la capa de gas es muy grande, los cambios de presión a través del yacimiento son muy leves.
Esta situación acarrea dificultades en la aplicación de la EBM, principalmente debido a que las diferencias de las propiedades PVT no son significativas y también influye la precisión con que se hayan medido en el laboratorio los parámetros Bo, Rs y Bg.
Estimados de m
La EBM supone que todo el gas libre del yacimiento se encuentra en la capa de gas y que todo el petróleo en la zona de petróleo. Sin embargo, en algunas oportunidades ocurre que existe saturación de petróleo en la capa de gas y saturación de gas en la zona de petróleo.
En esos casos, el valor de m debe ser calculado utilizando todo el gas libre y todo el petróleo en estado líquido, independientemente donde se encuentren.