Desde el momento del inicio de la inyección hasta la ruptura, como en el caso de
inyección de agua, la ecuación 6.10 debe resolverse para un rango de saturaciones de gas donde los valores sean aplicables a las relaciones de permea
bilidades {.k0/kg\ como se
muestra en la Figura 6.19.
La Figura 6.20, tomada de
Smith1, presenta el comportamiento de un desplazamiento de
petróleo con gas en un sistema lineal donde la saturación de gas
inicial es menor que la saturación
de gas libre que existe delante del
frente de invasión, esto es, Sg es
menor que la saturación de gas
crítica, Sgc .
En el caso ideal, durante la
fase primaria del proceso se tendrá una tasa de producción de
petróleo constante igual a la tasa
de inyección o,, dividida por el
factor volumétrico de petróleo en la formación, Ba. Si existiera una saturación de agua
libre en el sistema, y se diera una producción de agua, esta teoría no sería aplicable de
acuerdo con la suposición 4, ya que tendríamos el flujo de 3 fases en el sistema. En todo
caso, si la producción de agua es baja, la predicción se podría manejar sin grandes
errores en los cálculos. Si es elevada, se puede realizar una aproximación, considerando el agua y el petróleo como una sola fase.
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