Tarner’s Method

8/16/2019 Tarner’s Method

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Método de predicción deyacimientos:

MÉTODO DE T RNER

I

F

Dan



EXPOSICIONES

• Modelos de acuíferos

• Métodos de predicción de yacimientosMétodo de Muskat

Método de Tarner

Método de Pirson

Método de Schilthuis

• Curvas de declinación

• Balance de materia

• Modelos de conificación y digitación



MÉTODO DE TARNER 1944)

Se basa en resolver

M TERI L B L NCE EQU TION + INST NT NEOUS EQU TION G S OIL R T

para una Caída de presión en el yacimiento dada P1->P2

Asumiendo que:

petróleo acumulado se Np1 a Np2

Gas acumulado incrementa de Gp1 a Gp2

Técnica iterativa para predecir producción y pr

acumulada de petróleo acum

Np

como función de

Presión de yacimiento



PASOS

1) SELECCIONAR: Presión futura del yacimiento P2

2) ESTIMAR O SUPONER: Np a P2

Se asume que: Np1 aumento en Np2

Np1=0 a la Presión inicial de igual a presión del

Gp1=0 yacimiento punto de burbuja



3) CALCULAR: Producción acumulada de gas Gp2

En términos de factor volumétrico total:

Se reacomodMBE



4) CALCULAR: Saturaciones de gas y petróleo a Np2 y P

5) CALCULAR: (GOR)2 instantáneo a P2

Evaluar los da

PVT a la P asu



6) CALCULAR: Gp2

NOTA:

(GOR)1 GOR instantáneo a P1

Si P1 es la P inicial de yacimiento (Pb) (GOR)1=



7) COMPARAR: Gp2 (MBE) y Gp2 (Ecuación del 3

|Gp2(3)-Gp2(6)|<=0,000001

SiNp2 asumida

es correctap

NoNp2 asumida

es incorrecta



8) PARA SIMPLIFICAR PROCESO ITERATIVO:

• Asumir inicialmente 3 Np2 3Gp2 (MBE y G

• Graficar Gp2 (MBE y GOR) vs Np2 se forman 2 cu

Np2 Gp2 (MBE) Gp2 (GOR Ecua- - -

- - -

- - -

Donde se intersecten Np2 y Gp2 satisfacen las 2 ecuaciones

Nota:Es conveniente asumir Np como fracción de N -> Np=0.01N



Ejemplo.

A saturated oil reservoir has a bubble-point pressure of 2100 psi at 1The initial reservoir pressure is 2925 psi. The following data summ

the rock and fluid properties of the field:

• Original oil in place = 10 MMSTB

• Connate-water saturation = 15%

• Porosity = 12 %

• cw = 3.6 x 10-6 psi-1

• cf = 4.9 x 10-6 psi-1



Predict cumulative oil and gas production at 2100, 1800, and 1500 ps



Solución

Fase 1: Predicción de reservas recuperables por encima de la presión de saturac

Paso 1: Plantear la ecuación de balance de materia y poner en términos de Np

Step 2. Calcular los factores de expansion Eo y Ef,w para la caída de presión desdehasta 2100 psi.



Paso 3. Calcular la producción acumulada de petroleo y gas cuando la presión declina de

2925 hasta 2100 psi, aplicando la siguiente ecuación:

Reemplazando:

En el punto de burbuja o por encima de éste, el GOR es igual al gas en solución a Pproducción acumulada de gas se determina por:

Gp = NP Rsi

Gp = (344,656) (1340) =462 MMscf



Paso 4. Determine el crudo remanente in place a 2100 psi.

Remaining oil in place = 10,000,000 - 344,656

= 9,655,344 STB

El crudo remanente in place a 2100 psi, se considera como eldurante el análisis del comportamiento del yacimiento por debajpresión de saturación:

Fase 2: Predicción de reservas recuperables por debajo de la pressaturación. Primera Predicción- 2100 a 1800 psi



1. Asumir Np = 0.01 N y aplicar la ecuación siguiente para calcular el valor de Gp.

2. Calcular la saturación de oil:

3. Determinar la relación entre permeabilidad relativa del gas y permeabilidad relative

krg/kro = 0.0100



Relative permeability curve

0.01

0.1

1

10

100

0 10 20 30 40 50 60 70 80

So

K g / K o



4. Calcular el GOR instantaneo a 1800 psi aplicando la siguiente ecuación

Reemplazando:

5. Calcular de Nuevo la producción de gas acumilada, ésta vez, utilizandopromedio, como sigue a continuación:



6. Desde que la producción de Gas acumulada calculada por losindependientes, (Paso 1 y Paso 5) no satisfagan un error, los calculusrepetidos asumiendo un valor diferente de Np.

GP

Np/N

MB GOR

Actual NP/N

Actual G p

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