Problema 4 (Part 1)

4. El yacimiento con capa de gas que se muestra a continuación en la Figura 6.25, será producido permitiendo que la capa de gas se expanda y desplace al petróleo. La presión en la zona expandida de la capa de gas se mantendrá constante mediante la inyección de gas en el pozo que penetra el tope del yacimiento. La tasa de inyección de gas es equivalente a 6.000 BPD. Los pozos productores están perforados en el fondo del intervalo para minimizar la conifícación del gas.

Problema 3

3. Un yacimiento de petróleo tiene la forma, dimensiones y posición que se muestran en la Figura 6.24 y se le está inyectando gas en el tope a una tasa de 11.466 BPD. A través de la base de la estructura se está produciendo petróleo y gas, de tal manera que la presión se mantiene constante e igual a 850 lpca.

Con base en los datos anteriores construya los gráficos de gas inyectado, petróleo producido, gas producido y razón gas-petróleo instantánea en función de tiempo. Construya, además, otros gráficos que considere convenientes para evaluar el proceso.

Problema 2

2. Se dispone de los siguientes datos de un yacimiento:

a. Calcular el flujo fraccional de gas y representarlo en función de saturación, considerando y sin considerar los efectos gravitacionales. 

b. Representar la saturación de gas en función de distancia después de 100 días de inyección de gas con el término gravitacional y sin él. 

c. Usando las áreas de la parte b), calcule las recuperaciones detrás del frente de invasión con segregación gravitacional y sin ella, en términos del petróleo inicial y del petróleo recuperable.

Problema 1

1. Un yacimiento de petróleo ha estado en producción por varios años. La capa de gas se ha ido expandiendo debido a la declinación de la presión.

DATOS DEL YACIMIENTO Y DE LOS FLUIDOS

Permeabilidad de la formación, md         200

Porosidad de la formación, %                22

Saturación de agua connata, %               25

Área transversal del contacto gas-petróleo, pies²        2.178.000

Tasa neta de expansión de la capa de gas, BPD           10.000

Ángulo de buzamiento de la formación, grados             20

Se desea usar la ecuación de flujo fraccional para determinar la saturación promedio de gas en la capa de gas.

Predicción en el caso de inyección de gas interna o dispersa - V

Para estéis condiciones resultó evidente que: 

1. Mientras más temprano se realice la inyección, mayor será el recobro para una determinada presión de abandono. 

2. Si la inyección se realiza al comienzo de la vida del yacimiento se obtienen mayores relaciones gas-petróleo producido 

3. La reinyección de gas en cualquier momento conduce a incrementos en el recobro de petróleo. En general, si se está considerando un campo para la inyección de gas dispersa, la construcción de estas figuras permitirá obtener conclusiones básicas sobre el yacimiento relacionadas con la cantidad de gas que ha de reinyectarse y la presión a la cual se debe iniciar el proyecto. Es evidente que los beneficios de la inyección dispersa se

Figura 6.23. Comportamiento de la RGP de un yacimiento de empuje por gas en solución sometido a una inyección de gas dispersa (según Smith).

reducen si sólo una parte del yacimiento es contactada por el gas inyectado. Pirson también presenta un procedimiento que toma en cuenta el gradiente de saturación del gas en proyectos de inyección. Dicho gradiente sirve para aumentar la recuperación de petróleo más allá del esperado sólo por la inyección de gas dispersa. Si la inyección se inicia temprano en el campo, necesariamente existirá un gradiente de saturación de gas debido a que no se desarrollará una permeabilidad continua al gas entre los pozos producto- res y los inyectores. Si la inyección ocurre en un campo donde la presión se encuentre por debajo de la presión de burbujeo, se pensará que se está más cerca de un caso de inyección de gas dispersa, pues existirá en el yacimiento una alta saturación de gas.

Predicción en el caso de inyección de gas interna o dispersa - IV

donde:

El término (ks /k0)e representa las propiedades de flujo simultáneas del petróleo y del gas en las partes del yacimiento contactadas por el gas inyectado. Generalmente se supone que el comportamiento de permeabilidades relativas es el mismo que si se considera que no se ha inyectado gas. 

Las Figuras 6.22 y 6.23, presentadas por Smith1, muestran resultados típicos obtenidos por Pirson14 para el caso de inyección de gas dispersa en un yacimiento, cuyo pun- to de burbujeo es de 2000 lpca y donde una fracción constante del gas fue reinyectada.

Figura 6.22. Comportamiento de presión típico de un yacimiento de empuje por gas en solución
sometido a una inyección de gas dispersa (según Smith)

Predicción en el caso de inyección de gas interna o dispersa - III

La ecuación 6.36 se puede modificar para tomar en cuenta la reinyección de fracción constante del gas producido como una fase de gas dispersa:

donde / es la fracción constante del gas producido que se reinyecta al yacimiento. 

La solución de un problema de empuje por gas en solución con re-inyección de gas, requiere de la solución simultánea de las ecuaciones 6.34,6.35 y 6.37. 

Cuando el gas inyectado no se dispersa en el 100 % del volumen del yacimiento es necesario utilizar la eficiencia de barrido volumétrico, Ev, para representar la fracción del volumen poroso del yacimiento que ha sido contactada por el gas inyectado. Los métodos usados para evaluar este factor son empíricos y se basan en la comparación entre el comportamiento calculado y el observado, y en datos de laboratorio obtenidos de análisis estadísticos de núcleos. El recobro teórico se calcula con la eficiencia de desplazamiento unitaria, incluyendo una eficiencia de barrido areal apropiada; comparando con el comportamiento observado a tiempos diferentes, se hallan varios valores del factor de conformación y calculando un valor promedio puede utilizarse en futuras predicciones. Consideraciones estructurales, o la posición de los pozos de inyección, pueden también sugerir el volumen del yacimiento que ha sido contactado por el gas. El comportamiento de un yacimiento donde una fracción constante de gas se reinyecta y donde éste contacta sólo una parte del volumen del yacimiento, se calcula por medio de la siguiente ecuación: