Cálculo del petróleo producido, Np y del factor de recobro, r - Part 1

La recuperación de petróleo debido a la inyección de agua o de gas puede determinarse en cualquier momento en la vida del proyecto de invasión si se conocen los siguientes factores:

En este caso, el petróleo desplazado por el proceso de inyección de agua o de gas viene dado por:

Si la saturación de gas al inicio del proceso es cero, entonces el petróleo desplazado será igual al petróleo producido. Si existe una saturación de gas, el petróleo desplazado será producido después de que ocurra el llene y una cantidad significativa de éste no se producirá, debido a los efectos de resaturación del gas. La determinación del petróleo in situ al comienzo de la invasión depende de varios factores que se basan en información geológica, saturaciones de los fluidos y análisis PVT. 

Las eficiencias de barrido están influenciadas por otros factores que dependen del espaciamiento y arreglos de los pozos, de la distribución de presión, de las propiedades de las rocas y de los fluidos, y de la heterogeneidad del yacimiento. Colectivamente, las eficiencias de barrido areal y vertical determinan la eficiencia de barrido volumétrico, la cual representa la fracción del volumen del yacimiento que es contactada por el fluido inyectado. 

Finalmente, la fracción de la saturación de petróleo desplazada de la porción del yacimiento contactada por el fluido inyectado es la eficiencia de desplazamiento, ED, el principal objetivo de este capítulo.

Eficiencia de desplazamiento

La eficiencia de desplazamiento en la zona barrida del yacimiento cuando existe una saturación de gas inicial, se puede estimar por la siguiente ecuación:

La saturación de petróleo inicial es:

y la saturación promedio del petróleo en la zona barrida es:

Por lo tanto:

Simplificando:

Comportamiento durante la producción

Desde el comienzo de la inyección de agua hasta que ocurra el llene del gas, el banco de petróleo no ha llegado al pozo productor. Más aún, durante el llene, prácticamente no se reflejan cambios en la saturación y la presión en el pozo productor, por lo que continuará la producción primaría. 

Cuando se alcanza el llene, el banco de petróleo llega al pozo productor y no existe más gas libre (se habrá producido o redisuelto). En este momento, se considera que el yacimiento está lleno de líquidos incompresibles y se puede considerar que cada barril que entra al yacimiento también sale; es decir, se consideran condiciones de flujo continuo. 

Después del llene, la producción total medida en condiciones de yacimiento es igual a la inyección total.

Efecto de una saturación de gas libre - Part 3

En esta figura se puede observar que la distribución de saturación en la zona de agua es idéntica a la distribución cuando no existe gas libre, lo cual se ha mostrado también en la Figura 4.29. El banco de petróleo que se encuentra inmediatamente delante de la zona de agua tiene una saturación igual a (l-S,ÍJr), equivalente a la saturación de petróleo al punto de burbujeo. 

No obstante, el petróleo que se encuentra dentro del banco posee propiedades PVT similares a las que posee el petróleo del yacimiento al comienzo de la inyección, las cuales son diferentes de las que existen en condiciones de burbujeo. El incremento en la saturación de petróleo en el banco de petróleo es exactamente igual a la disminución de la saturación de gas libre inicial, Sg y es el resultado del desplazamiento de petróleo en la zona de agua. Dicho aumento se conoce también como efecto de resaturación del petróleo. Durante este proceso de resaturación, el petróleo se desplaza de la zona de agua y resatura el espacio poroso en el banco de petróleo que estaba previamente saturado con el gas. 

El proceso de resaturación también se conoce como proceso de llene del gas. A medida que continúa la inyección, el frente del banco de petróleo alcanza el pozo productor, lo cual se denomina tiempo de llene. Cuando se alcanza el llene, se pueden utilizar los conceptos de flujo continuo para describir el comportamiento de la inyección y producción. 

La Figura 4.39 es un ejemplo de la distribución de los fluidos en el yacimiento en el momento del llene y muestra sólo las zonas de agua y petróleo. El agua inyectada acumulada para alcanzar el llene, Wif, se puede estimar por la siguiente ecuación:

Figura 4.39. Distribución de saturación en el momento del llene (según Smith y Cobb).

donde

Efecto de una saturación de gas libre - Part 2

Al comienzo de una inyección de agua, se tiene en el yacimiento el perfil de distribución de fluidos que se muestra en la Figura 4.37. Se observa que se desarrollan tres regiones diferentes: la zona invadida por el agua inyectada, la zona del banco de petróleo y la zona de gas. La Figura 4.37 es similar a la presentada por Willhite. Es importante observar que la existencia de una saturación de gas entrampada en la zona de agua o de petróleo, desde un punto de vista práctico no es muy importante. En la mayoría de las invasiones, la presión del yacimiento aumenta dentro de las zonas de agua y del banco de petróleo. Craig presentó una ecuación que se puede utilizar para calcular el nivel de presión al cual el gas entrampado se disuelve dentro del banco de petróleo. Usualmente, un aumento en la presión de 200 a 300 Ipc es suficiente. En la mayoría de las inyecciones, este aumento en la presión del yacimiento

hace que el gas se redisuelva en el petróleo y se ha demostrado que los cambios que experimentan las propiedades del petróleo son insignificantes. Debido a la razón de movilidad favorable entre el petróleo desplazante y el gas desplazado, ocurre que durante el proceso de inyección de agua, una parte del gas libre será desplazada por el frente del banco de petróleo, siempre y cuando la saturación de gas libre exceda la saturación de gas crítica. De acuerdo con esto, el perfil de saturación puede simplificarse como se muestra en la Figura 4.38.

Efecto de una saturación de gas libre - Part 1

Figura 4.35. Localización del gas en el medio poro-
so a la saturación de petróleo residual
(según Hoimgren y Morse).

Si antes de la inyección de agua la presión del yacimiento se encuentra por debajo de la presión de burbujeo, se desarrollará una saturación de gas libre dentro de la columna de petróleo y el gas se visualizará en forma de burbujas, como lo muestra la Figura 4.35. En este caso, la saturación promedio del petróleo al comienzo de la invasión se puede calcular por la siguiente ecuación:

donde

por lo tanto

La ecuación 4.85 supone que el agotamiento primario se debe a empuje por gas en solución y expansión de los fluidos. Esta ecuación no considera el influjo de agua ni la segregación por gravedad. 

Para la mayoría de los yacimientos en consideración, estas dos suposiciones son aceptables, en caso contrario deben utilizarse modelos numéricos. 

La Figura 4.36 muestra la distribución de saturación de los fluidos entre el pozo inyector y el productor, para un yacimiento donde existe una saturación de gas libre como resultado de un agotamiento primario antes del comienzo de la inyección.

Flujo radial

Farouq Alí extendió la teoría de Buckley y Leverett para flujo radial, partiendo de la ecuación de avance frontal. 

Así se tiene:

Como la tasa de inyección es constante, la ecuación 4.83 puede escribirse finalmente como:

Además, Felsenthal y Yuster encontraron que la saturación promedio de agua detrás del frente y la saturación de agua en el frente pueden ser estimadas en forma similar a la de flujo lineal. Esta conclusión es válida para cualquier proyecto de inyección de agua independientemente de la geometría de flujo, por consiguiente, es de aplicación general