Tiempo, t

Como se presenta en la Tabla 7.8, las tasas de producción de petróleo se promedian para cada intervalo de producción; y el tiempo requerido para producir un incremento de petróleo, ANp, se calcula mediante la siguiente ecuación:

Petróleo producido, Np

El petróleo producido en cualquier tiempo se obtiene multiplicando el petróleo recuperable por el correspondiente Ei: calculado a ese tiempo. Como se ha indicado anteriormente, /Vp = N* EA* Eu* £,,. La eficiencia de desplazamiento se calcula aplicando la siguiente ecuación:

Tasas de producción de petróleo, qQ, y de agua, qw

Como se han supuesto condiciones de flujo continuo, la tasa total de producción del yacimiento es equivalente a la tasa de inyección, esto es: q0 +qw =qrDe lo anterior se deduce que la tasa de producción de agua puede calcularse con:

Determinación del flujo fraccional, fw y de la relación agua-petróleo, RAP - Part 2

Finalmente, la relación agua-petróleo producida en condiciones de superficie vendrá dada por:

Determinación del flujo fraccional, fw y de la relación agua-petróleo, RAP - Part 1

Refiriéndose de nuevo a la Figura 7.14, si se observa el pozo productor, se supone que en todas las capas cuyas permeabilidades son mayores que A; está fluyendo solamente agua y la capacidad de la formación al flujo del agua será C'a y, por lo tanto, la capacidad para el flujo del petróleo será (1 - C'a). De acuerdo con la ley de Darcy, la tasa de producción de agua de la porción de formación con una capacidad C'„, es:

Eficiencia de barrido vertical, Ev - Part 2

La ecuación 7.100 se utiliza para calcular la eficiencia de barrido vertical del frente de invasión (o intrusión fraccional) en el momento en que se ha producido la ruptura en una capa cuyo espesor es /?'. La única información requerida para este cálculo son las curvas adimensionales de distribución de permeabilidad y capacidad.

Eficiencia de barrido vertical, Ev - Part 1

Puesto que el método de Stiles supone que el avance del frente de invasión es proporcional a la permeabilidad, la distribución de permeabilidad de la figura anterior es también la distribución del frente de invasión cuando se gira 90°, tal como se muestra en la Figura 7.15, donde abcd representa el volumen total invadible y la curva gfb, el frente de invasión del agua. Como la permeabilidad es adimensional, entonces el área agfba es igual a 1; es decir: W + * + Y = /. En esta figura, el segmento ab representa un pozo de inyección y el segmento cd, el pozo productor. El área abcd es aproximadamente la arena total que está siendo invadida y el área sombreada X, el área invadida de la formación que ha salido del sistema.

Como se observa en la Figura 7.14, el área bajo la curva es igual a la unidad, ya que se utilizan valores adimensionales de permeabilidad. Luego: