Referencias bibliográficas

1. Craig, F.F., Jr.: The Reservar Engineering Aspeets ofWaterflooding, Monograph Series, SPE,  Richardson, TX (1971) 3.

2. Buckley, S.E y Levcrctt, M.C.: Mechanisms of Fluid Displaccment in Sands, Trans., Al ME (1942) 146, 107-116.

3. Dykstra, H. y Parsons, R.L.: The Prediction of Oil Rccovery by Water Flood, Secondary Recooery of Oil in The United States, API, New York City (1950) 160-174.

4. Johnson, C.E. Jr.: Prediction of Oil Recovery by Waterflood - A Simplified Graphical Treatment of ITie Dykstra-Parsons Method, Trans., AJME (1956) 207,345-346.

5. Stiles, W.: Use of Permeablllty Distribution in Water-Flood Calculatlons, Trans., AIME (1949) 186, 9-13.

6. Craig, F.; Geffen, T. y Morse, R.A.: Oil Recovery Performance of Pattem Gas or Water Injection Operallons froni Model Tests, Trans., AIMF. (1955) 204,7-15.

7. Ferrer, J.: Notas sobre Métodos de Predicción de la Recuperación Secundaria de Petróleo por Inyección de Agua, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1970).

8. Smith, J., y Cobb, W.: Walerflooding Notebook, Lubbock, Texas (1992).

9. Smith, C.: Mechanics of Secondary Oil Recovery, Reinhold Publishing Corporation, New York (1966).

10.  Scientifíc Software Intercomp (SSI): Notebook of Improved Oil Recovery by Walerflooding and Gas Injection, Denver (1981).

11. Roberts, T.G.: A Permeability Block Method of Calculating a Water Drive Recoverv Factor,Peí. Eng. (1959) 31, B45-48.

12.  Higgins, R.V. y Leighton, A.J.: Computer Prediction of Water Drive of Oil and Gas Mixtures through Irregularly Bounded Porous Media-Three Phase Flow.yP7'(Sept. 1962) 1048-1054.

13.  Rapoport, LA, Carpenter, C.W. y Leas, WJ.: Laboratory Studies of Five-Spot Waterflood Performance, Trans., AIME (1958) 213, 113-120.

14.  Yuster, S.T. y Calhoun, J.C., Jr.: Behavior of Water Injection Wells, Oil Weekly (Dic. 18 v 25, 1944)44-47.

Problema 11

Se está llevando a cabo una inyección de agua en un yacimiento formado por un arreglo de 5 pozos. Se conocen además los siguientes datos:

Calcule: 

a) Petróleo recuperado a la ruptura 

b) El tiempo transcurrido desde el inicio de la inyección hasta que el frente de invasión llegue a los pozos productores 

c) Petróleo recuperado y tiempo necesario cuando se ha inyectado un volumen de agua equivalente a 1,5 veces el volumen desplazable.

Problema 10 part 2

Estime: 

a) La razón de movilidad y el agua inyectada a la ruptura 

b) La tasa de inyección para un valor de agua inyectada de 114.900 Bbl 

c) La tasa de producción de petróleo cuando se considera como límite económico una RAP = 4 

d) Complete la tabla usando el método más apropiado.

Problema 10 part 1

Se conoce la siguiente información de un yacimiento que se va a someter a la inyección de agua bajo el esquema de un arreglo de 5 pozos:

Problema 9

Considere el siguiente yacimiento formado por 3 estratos como un posible candidato para invadir con agua.

El yacimiento contiene 2.000 m3 de petróleo recuperable en condiciones normales. Este volumen está basado en 3.150 m3 de petróleo in situ, en condiciones normales, en el momento del inicio de la invasión. La tasa de inyección se mantiene constante a 20 m3/día.

Utilizando el método de Stiles determine: 

a) La cantidad de agua inyectada, el petróleo producido, el recobro que se alcanza en cada capa y el tiempo necesario para alcanzar dicho recobro. 

b) El volumen de gas que existe inicialmente en el yacimiento y el tiempo de llene. 

c) Indique gráficamente la zona invadida cuando se ha producido la ruptura en la segunda capa y explique qué representa en el yacimiento W, X, YyZ.

Problema 8

Se está planificando llevar a cabo una inyección de agua en un campo de petróleo. El campo se desarrollará en arreglos de 5 pozos de 5 acres cada uno. Las propiedades de la roca y de los fluidos son:

Determinar utilizando el método de Craig, Geffen y Morse6: 

a) El petróleo producido cuando se haya inyectado un volumen equivalente al agua inyectada a la ruptura 

b) La eficiencia areal cuando se hayan inyectado 30.000 Bbl de agua 

c) El esquema de inyección para el campo, en BPD, si la caída de presión entre inyectores y productores es de 500 Ipca 

d) La tasa máxima de inyección bajo las condiciones estudiadas.

Problema 7

Se está planificando una inyección de agua en un yacimiento que tiene un espesor promedio de 10 pies, y el análisis de núcleos realizado en 5 pozos mostró el siguiente perfil de permeabilidad:

Estime qué porcentaje de la capacidad de flujo total contienen los 3 pies más permeables de la formación.