La Figura 6.21 muestra la
construcción que permite estimar
gráficamente las saturaciones promedio de gas a través del sistema.
La saturación de gas en el frente,
Sg/, determina el punto de la curva
fg versus Sg, a partir del cual se pueden trazar tangentes hasta el tope
de la figura que se extrapolan hasta
el punto donde fg es igual a uno.
Esto da una saturación promedio de
gas a través del sistema lineal, representado en la figura por (SgP )s.
La diferencia entre (S'^ )s y (S'gp ) es
la recuperación fraccional del petróleo in situ en las condiciones de presión y temperatura existentes después de la ruptura del gas inyectado.
La recuperación total de petróleo como una fracción del volumen poroso total
del yacimiento será equivalente a (S'^ )5, menor que cualquier saturación de gas que
haya existido antes de iniciarse el proyecto. Consideraciones volumétricas permiten
estimar el recobro de petróleo en condiciones de yacimiento o en condiciones normales.
Como se observa en la Figura 6.21, la subdivisión arbitraria del intervalo de saturación entre (S'gp )y(S^)5,da valores de (S^ )2, (5^ )3 y(S'gp )4.
Las tangentes trazadas
a la curva fg por cada una de estas saturaciones produce los puntos 2,3 y 4, que corresponden a la fracción de gas en el extremo de salida del sistema, cuando las saturaciones promedio de gas en éste son (S'gp )2, (5^ )3 y (S^ )4, respectivamente.
Es decir, las ecuaciones 6.24,6.25 y 6.26 pueden combinarse convenientemente
para generar el comportamiento de producción del sistema a lo largo de las líneas
mostradas en la Figura 6.20. La integración gráfica de la curva de la tasa de producción de petróleo permitirá construir el gráfico de petróleo producido acumulado en
función de tiempo. Similarmente, el gráfico de RGP en función de tiempo se puede
usar para generar el gráfico del gas producido acumulado en función del tiempo de
producción.
