Predicción de Producción en Yacimientos: El Método de Muskat

Método de Muskat

El Método de Muskat fue presentado en 1945 y establece que el valor de diversas variables que afectan la producción de gas y petróleo, así como los valores de sus tasas de cambio con respecto a la presión, se pueden evaluar en cada paso de agotamiento.

Este método se emplea en yacimientos de petróleo donde la producción se realiza mediante el empuje por gas en solución, el cual puede incluir capa de gas e inyección de gas. También es aplicable a volúmenes de yacimientos pequeños donde su gradiente de presión sea despreciable. El comportamiento del yacimiento total se determina a partir del comportamiento de cualquiera de los elementos de volumen que forman el yacimiento.

Muskat consideró el yacimiento como un medio poroso homogéneo a lo largo del cual la presión se mantiene uniforme. Muskat comparó esto con un tanque con válvulas de salida distribuidas continua y uniformemente utilizadas para drenar fluidos. Cada elemento de volumen del yacimiento produce a través de su propia salida y no existe intercambio de fluido entre los elementos de volumen. El comportamiento del yacimiento total se determina a partir del comportamiento de cualquiera de los elementos de volumen que forman el yacimiento.

Procedimiento para la Solución del Método de Muskat

Para determinar la solución del método se deben seguir los siguientes pasos:

1. Se construyen gráficos de λ, σ, η, y μo/μg.
2. Se asume un decremento de presión ΔP, inferior a la presión inicial.
3. De los gráficos construidos en el paso 1, se determinan los valores de λ, σ, η y μo/μg a la presión promedio.
4. Se obtiene ψ a la saturación de petróleo inicial.
5. Se calcula ΔSo para el decremento de presión ΔP.
6. Se resta ΔSo calculado en el paso anterior, de la saturación de petróleo So1 correspondiente a la presión. El resultado So2 será la saturación para el decremento siguiente.
7. Se calcula la producción fraccional de petróleo a la presión P2, considerando la saturación de agua connata constante.
8. Con el valor de So2 se obtiene el valor de ψ2=(kg/ko)2 y se calcula la relación gas petróleo instantánea a partir de la ecuación.
9. Se asume un nuevo decremento de presión y se repite el procedimiento para diferentes ΔP hasta obtener la presión mínima de predicción.
10. Se grafican la presión y la relación gas petróleo instantánea como función de la producción fiscal acumulada de petróleo.