+El método de Stiles asume:

a) Geometría lineal.

b) La distancia de avance del frente de inundación en cualquier zona es proporcional a la

permeabilidad absoluta de dicha zona. c) No existe flujo vertical o cruzado entre las zonas. d) La producción de cualquier zona en el extremo de salida (pozos) cambia

repentinamente de petróleo a agua. e) La producción fraccional de agua en los extremos productores (pozos) depende a

cualquier instante de los milidarcy-pies de capacidad de flujo de petróleo fluyente y de

los milidarcy-pies que han comenzado a producir agua. f) Todas las capas tienen la misma porosidad, la misma permeabilidad relativa al petróleo

delante del frente de inundación y la misma permeabilidad relativa al agua detrás del

frente de inundación y está sometida al mismo cambio de saturación de petróleo ΔSo,

debido al desplazamiento de agua. g) La relación de movilidades igual a 1.

+Para tener

la posibilidad de obtener la información necesaria se debe obtener algunos datos adicionales

como: 1) Petróleo in situ. 2) Saturación de petróleo residual al flujo de agua. 3) Caudales de inyección de agua. 4) Tiempo de llenado de agua. 5) Eficiencia de barrido.

+EJEMPO DE PROCEDIMIENTO DE CALCULO: REQUERIMIENTOS DE DATOS BASICOS:

Permeabilidad de cada estrato (k)

Espesor de cada estrato (Δh)

Viscosidad del petróleo (µo)

Viscosidad del agua (µw)

Datos de permeabilidad relativa (Kr) Número de estratos (NL)

DATOS ADICIONALES:

Datos del petróleo in situ (A, Ø, Swi, Sgi, Bo)

Saturación residual de petróleo (Sor) Caudal de inyección de agua (qi) Tiempo de llenado de agua (tfill) Eficiencia de barrido (EA)

+METODO DE DYKSTRA Y PARSONS

En el método de Dykstra y Parsons el yacimiento de petróleo se considera como un sistema

estratificado formado por varios estratos y la recuperación de petróleo se calcula en función

de la razón de movilidad y de la variación de permeabilidad del sistema. Se basa en las

siguientes suposiciones:

a) El yacimiento consiste de estratos de permeabilidad uniforme aislados, es decir, se

supone que no existe flujo cruzado entre las capas. b) El desplazamiento es tipo pistón sin fugas, es decir, solo existe una fase que fluye en

un determinado volumen del sistema: detrás del frente solo fluye agua y delante, sólo

petróleo. c) Flujo continuo y sistema lineal. d) Todas las capas tienen la misma porosidad y permeabilidad relativas al petróleo y al

agua, aunque tales propiedades pueden ser variables. e) Los fluidos son incompresibles. f) La caída de presión a través de cada estrato es la misma.

g) La razón de movilidad en cada estrato es la misma.

+CUBRIMIENTO VERTICAL O INTRUSION FRACCIONAL, C

La intrusión fraccional se define como la fracción del yacimiento que ha sido invadida por el

agua.

+METODO DE GRAIG, GEFFEN Y MORSE

Este método considera los efectos de eficiencia areal, mecanismo de desplazamiento,

estratificación e inyectividad variable, para predecir el comportamiento de yacimientos

sometidos a inyección de agua en un arreglo de 5 pozos.

+Etapa 1: Se inicia cuando comienza la inyección de agua, y finaliza cuando los bancos de

petróleo formados alrededor de los pozos inyectores adyacentes se ponen en contacto

(interferencia). Esta etapa solo tiene lugar si existe gas libre al comienzo de la invasión.

Etapa 2: Se extiende desde la interferencia hasta que todo el espacio dejado por el gas lo

llene el agua inyectada.

Etapa 3: Se extiende desde el llene del gas hasta la ruptura de agua en los pozos

productores. La producción de petróleo debido a la inyección de agua se inicia cuando

comienza esta tercera etapa. Además, la producción de petróleo es una combinación del aumento de producción debido a la inyección y la continuación de la producción primaria. La producción de agua comienza al final de la etapa 3.

Etapa 4: Comprende el periodo desde la ruptura del agua hasta el límite económico.

Las etapas 1, 2 y 3 se ilustran en la Fig. 5.9

+COMPORTAMIENTO CUANDO EXISTEN VARIOS ESTRATOS

Todos los cálculos anteriores aplican para un yacimiento con un solo estrato. Estas

predicciones pueden ser extendidas para incluir otros estratos, si se realizan las siguientes

suposiciones:

1. No existe flujo cruzado.

2. La permeabilidad, el espesor y la porosidad de los estratos pueden variar; sin embargo las

saturaciones de petróleo, agua y gas se suponen iguales en todos los estratos. 3. Los datos de permeabilidades relativas son los mismos para todos los estratos. 4. La tasa de inyección y producción asociadas con cada estrato son proporcionales a k*h.

+Los problemas que origina la inyección de un fluido de baja calidad son:

1. Elevadas presiones de inyección

2. Reducción de la eficiencia de barrido y, por lo tanto de la recuperación de petróleo

3. Corrosión en los pozos de inyección

4. Taponamiento de la formación y reducción de la inyectividad

5. Incremento de los trabajos de reacondicionamiento de los pozos de inyección

TRATAMIENTOS AL AGUA DE INYECCION PARA MEJORAR SU CALIDAD

OBJETIVO TRATAMIENTO

Remover sólidos

Prevenir la corrosión y deposición de

sales metálicas Reducir el contenido de crudos y limpiar

la cara de la arena Eliminar los gases corrosivos

Reducir las bacterias

Filtración

Tratamientos químicos

Inyección de un tapón detergente

Aireación

Tratamiento químico del agua con

cloro, aminas, fenoles o compuestos amoniacales.

RECOMENDACIONES PARA LA INYECCION DE AGUA

Y SELECCIÓN PRODUCTIVA

TIPO DE YACIMIENTO RECOMENDACION

Horizontales de espesor medio

Delgados

Horizontales de gran espesor

Realizar una inyección y producción

selectiva por la parte superior de la arena No se justifica

Inyectar el agua por la base y producir el

petróleo por el tope