Métodos de Predicción - III

3. Clasificación 

Generalmente, los métodos de predicción se clasifican de acuerdo con las variables que más afectan el problema que se desea simular. Según Craig, se tienen los siguientes tipos: 

Métodos concernientes al tipo de desplazamiento: 

• Buckley y Leverett 
• Craig, Geffen y Morse 
• Roberts 
• Higgins y Leighton 
• Rapoport, Carpenter y Leas 

Métodos concernientes a la heterogeneidad del yacimiento:

• Dykstra y Parsons 
• Johnson 
• S tiles 
• Yuster y Calhoun1 \ Suder y Calhoun 
• Prats, Matthews, Jewett y Baker 
• Felsenthal y Yuster, entre otros 

Métodos concernientes a la eficiencia de barrido areal:

• Muskat 
• Hurst 
• Caudle y Witte, Slobod y Caudle, Caudle, Hickman y Silberberg 
• Aronofsky 
• Deepe y Hauber. 

Métodos relacionados con modelos matemáticos:

• Douglas, Blair y Wagner 
• Douglas, Peaceman y Rachford 
• Hiatt 
• Morel-Seytoux 
• Warren y Cosgrove, entre otros 

Métodos empíricos:

• Guthrie y Greenberge 
• Schauer 
• Guerrero y Earlougher, entre otros.

Métodos de Predicción - II

2. Método de predicción perfecto 

Es aquél que incluye todo lo relativo a los efectos del flujo de los fluidos, del tipo de arreglo de pozos y de la heterogeneidad del yacimiento, tal como se especifica a continuación: 

Efectos del flujo de los fluidos: 

• permeabilidades relativas 
• existencia de un frente y de un gradiente de saturación 
• posible presencia de una saturación de gas inicial 

Efectos del tipo de arreglo de los pozos:

• variación de la eficiencia de barrido areal antes y después de la ruptura en función de la razón de movilidad
• aplicabilidad a cualquier tipo de arreglo 
• no requiere datos de laboratorio publicados o adicionales a los convencionales 

Efectos de la heterogeneidad del yacimiento:

• consideración de yacimientos estratificados 
• variación areal y vertical de la permeabilidad 

presencia de flujo entre capas l uso del método de predicción perfecto requiere de mucha información acerca de la roca y de los fluidos, así como también detalles acerca de la heterogeneidad del yacimiento. Por este motivo, tal método no existe y los que hasta ahora se han desarrollado son sólo aproximaciones.

Métodos de Predicción - I

1. Introducción 

Un método de predicción de inyección consiste en aplicar un conjunto de ecuaciones que simulan el comportamiento esperado del yacimiento y permiten pronosticar información sobre su futuro, en aspectos tales como: tiempo de ruptura, petróleo recuperado, producción de petróleo en función de tiempo, esquema de inyección y producción de agua o gas, antes y después de la ruptura. La Figura 7.1 presenta algunos de los gráficos más utilizados para estudiar el comportamiento de un yacimiento sometido a inyección de agua o gas.

Los numerosos métodos propuestos difieren en: la forma como toman en cuenta la estratigrafía del yacimiento, el comportamiento de inyección de los pozos, la eficiencia de barrido areal, la razón de movilidad, el mecanismo de desplazamiento y cualquier otra variable que pueda afectar el proceso de la inyección de agua o gas.

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.