Problema 4 (Part 2)

Las curvas de permeabilidades relativas para el ciclo de drenaje se presentan en la Figura 6.26. 

a. Se desea estimar el recobro de petróleo en función del gas inyectado expresado en volúmenes porosos para la región entre las elevaciones A y B de la Figura 6.25. Suponga que existe desplazamiento lineal en este intervalo. La saturación de agua inicial es inmóvil. El petróleo está saturado en las condiciones existentes. Considere insignificantes la compresibilidad del gas en los cálculos de desplazamiento. 

b. Estime el volumen de petróleo desplazado desde A hasta B como una función del volumen de gas inyectado expresado en volúmenes porosos.

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)