EJERCICIOS SIMULACION

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    TRABAJO PRACTICO

    Nombre: Romero Hurtado Julio Cesar

    REG: 200733265

    Materia: Simulacin Matemtica de Reservorio

    Docente: Ing. Pedro Torquemada

    Fecha: 04 de julio de 2014

    Santa Cruz - Bolivia

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    1. INTRODUCCIONEn el presente trabajo se analizaran diferentes casos de estudio, en los cuales cada uno ser

    diferenciado con el otro al fin de obtener la mejor opcin de recuperacin de hidrocarburo,

    tambin se obtendr un anlisis PVT del fluido para tener una idea de que esperar en la

    simulacin. En los siguientes casos se analizaran 2 grillas diferentes las cuales son de 21x21x1

    correspondiente a una grilla en la cual se inyectara gas, y la otra grilla se trata de una de 9x9x2

    correspondiente a una grilla en la cual se inyectara agua.

    Es importante realizar este trabajo puesto que nos mostrara cmo se comporta el modelodinmico que es el que ms nos interesa, determinar la produccin a un lapso de tiempo

    establecido, as mismo conocer la inyeccin que se realizo y como se comporta con respecto a las

    presiones y finalmente conocer el tiempo el cual nos llevara recuperar cierto volumen de

    hidrocarburo.

    El presente trabajo ser desarrollado con la tecnologa del BOAST 98, el cual nos permitir

    determinar todo lo que sea de nuestro inters, as mismo nos dar la tabulacin de los caudales y

    produccin que necesitamos analizar.

    2. GENERALIDADES2.1.CONCEPTOS2.1.1. INYECCION DE GAS

    La inyeccin de gas natural fue el primer mtodo sugerido para mejorar el recobro de petrleo y se

    uso inicialmente a comienzos del ao 1900, con fines de mantenimiento de presin.

    Posteriormente, se llevaron a cabo otras aplicaciones que fueron calificadas como proyectos de

    recuperacin secundaria, ya que el gas inyectado, adems de aumentar la energa del yacimiento,

    deba desplazar el petrleo y, generalmente, al final de los proyectos de inyeccin de gas se lograba

    un recobro adicional de petrleo desinflando o agotando aceleradamente la presin del

    yacimiento.

    Son muchos los factores que influyen en la cantidad de petrleo adicional que puede obtenerse por

    la inyeccin de gas. Ferrer seala como las ms importantes: las propiedades de los fluidos en el

    yacimiento, la continuidad de la arena, el relieve estructural, las propiedades de la roca y la

    temperatura y presin del yacimiento.

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    El solo propsito de mejorar los mtodos de produccin justifica, en la mayora de los casos, la

    inyeccin de gas, como este es ms liviano que el petrleo, tiende a formar una capa superficial de

    gas bien definida, aun en formaciones de poco buzamiento. Si la produccin se extrae de la parte

    ms baja de la capa, dar como resultado una formacin de conservacin de energa y la posibilidad

    de mantener las tasas de produccin relativamente elevadas, recobrando en un tiempo ms corto

    lo que por medio natural requerira un periodo ms largo. Adems, el gas disuelto en el petrleo

    disminuye su viscosidad y mantiene alta la presin y, en consecuencia, los pozos productores

    pueden mantener la tasa de produccin a un nivel ms elevado durante la vida productiva del

    campo.

    Otros beneficios de la inyeccin de gas es que, en muchas ocasiones, cuando los organismos

    oficiales no permiten el desperdicio del gas, es recomendable conservarlo para futuros mercados, y

    en ese caso, se inyecta en un yacimiento para almacenarlo. Adems, como se dispone de gas en

    algunas reas de produccin, ya sea del mismo yacimiento que se est explotando o de otras

    fuentes, y como es un fluido no reactivo con las rocas del yacimiento, puede inyectarse sin

    presentar mayores dificultades.

    Tipos de inyeccin.

    Las operaciones de inyeccin de gas se clasifican en dos tipos generales: inyeccin de gas interna e

    inyeccin de gas externa.

    Inyeccin de gas interna o dispersa.

    Este proceso se refiere a la inyeccin de gas dentro de la zona de petrleo. Se aplica por lo general,

    en yacimientos con empuje por gas en solucin, sin capa de gas inicial donde no hay tendencia a

    desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas inyectado emerge junto con el petrolero al poco

    tiempo de haber sido inyectado.

    Caractersticas:

    1.Se aplica en yacimientos homogneos, con poco buzamiento y relativamente delgados.

    2.Generalmente, se requiere un nmero elevado de puntos de inyeccin. Los pozos de inyeccin se

    colocan cierto arreglo geomtrico con el fin de distribuir el gas inyectado a travs de la zona

    productiva del yacimiento.

    3.La permeabilidad efectiva al gas debe ser preferiblemente baja.

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    Ventajas:

    1.Es posible orientar el gas inyectado hacia las zonas ms apropiadas.

    2.La cantidad de gas inyectado puede optimizarse mediante el control de la produccin e inyeccin

    de gas.

    Desventajas:

    1.Generalmente, la eficiencia del recobro mejora muy pozo o nada como consecuencia de la

    posicin estructural o drenaje por gravedad. Sin embargo, la experiencia de la inyeccin de gas en

    yacimientos del Campo Oveja en Venezuela, ha mostrado que la segregacin gravitacional ha sido

    el principal mecanismo de recobro.

    2.La eficiencia de barrido areal es inferior a la que se logra en operaciones de inyeccin externa.

    3.Los canales de gas formados por la alta velocidad de flujo originan que la eficiencia del recobro

    sea inferior a lo que se logra por la inyeccin externa.

    4.La cantidad de pozos de inyeccin requeridos aumentan los costos de operacin y de produccin.

    Inyeccin de gas externa:

    Se refiere a la inyeccin de gas en la cresta de la estructura donde se encuentra la capa de gas, bien

    sea primaria o secundaria. Por lo general se lleva a cabo en yacimientos donde ocurre segregacin

    gravitacional debido a la influencia de las fuerzas de gravedad.

    Caractersticas:

    1.Se usa en yacimientos de alto relieve estructural, para permitir que la capa de gas desplace el

    petrleo.

    2. Se aplica en yacimientos con altas permeabilidades verticales mayores a 200 md.

    3.Los `pozos de inyeccin se colocan de manera que se logre una buena distribucin areal del gas

    inyectado, a fin de obtener mayores beneficios del drenaje por gravedad. La cantidad de pozos

    requeridos para un determinado yacimiento depende de la inyectividad y de los puntos de

    inyeccin que se requieran.

    Ventajas:

    En comparacin con lo que se obtiene con la inyeccin interna.

    1.La eficiencia de barrido areal en este tipo de inyeccin es superior.

    2.Los beneficios obtenidos del drenaje por gravedad son mayores.

    3.El factor conformacin es generalmente mayor.

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    Desventajas:

    1.Requiere buena permeabilidad vertical del yacimiento.

    2.Es necesario controlar la produccin de gas libre de la zona de petrleo.

    3.Las intercalaciones de lutitas, as como las barreras, son inconvenientes para la inyeccin de gasexterna.

    2.1.2.

    INYECCION DE AGUA

    Comenz en el ao 1865 al oeste de Pennsylvania. La primera inyeccin fue un caso accidental

    cuando el agua que vena de arenas acuferas poco profundas o de aguas superficiales, se

    desplazaban a travs de la formacin (figura 1) y de esta manera aumentaban la produccin de

    petrleo en pozos cercanos. Luego se comenz a pensar que la inyeccin de agua permita

    mantener la presin del yacimiento.

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    Uno de los patrones de flujo, llamado invasin circular, consista en inyectar agua en un solo pozo,

    se desplazaba el agua aumentando la zona de invasin hasta invadir a los pozos vecinos, a su vez

    estos se convertan en inyectores para generar un frente de agua ms amplio.

    En 1921, se cambio la invasin circular a un arreglo en lnea, es decir, dos filas de pozos

    productores se alternaron en ambos lados con una lnea igual de pozos inyectores. En 1928, se

    utilizo un arreglo de cinco pozos. Este es uno de los procesos que ms a contribuido a la

    recuperacin del petrleo a nivel mundial.

    TIPOS DE INYECCIN

    Esto depende de la posicin de los pozos inyectores y productores, la inyeccin de agua puede ser

    de dos formas:

    Inyeccin en arreglos o dispersa

    Tambin conocido como inyeccin de agua interna. Se trata de inyectar agua dentro de la zona de

    petrleo a travs de pozos inyectores con cierta estructura geomtrica de arreglo (figura 4), para

    desplazar los fluidos hacia los pozos productores. Entre sus principales caractersticas tenemos:

    1. El arreglo va a depender de la estructura y limites del yacimiento, continuidad de las arenas,permeabilidad, porosidad y del nmero y posicin de los pozos existentes.

    2. Se emplea por lo general en yacimientos de poco buzamiento y gran extensin areal.3. Los pozos productores son distribuidos entre los pozos inyectores.

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    Ventajas:

    Invasin rpida en yacimientos homogneos, de bajo buzamiento y baja permeabilidad efectiva,ya que los pozos inyector-productor se encuentran a distancias cortas de separacin.

    Eficiencia de barrido alta y rpida respuesta del yacimiento y de las presiones. Existe un buen control del frente de invasin. El volumen de la zona de petrleo es grande en un perodo corto. Disminuye el efecto negativo de las heterogeneidades sobre el recobro.

    Y sus desventajas:

    Se requiere un alto costo de inversin ya que existe mas nmero de pozos productores. Necesita una mejor descripcin del yacimiento. Requiere mayor seguimiento y control, es decir, es ms riesgosa.

    El uso de arreglos geomtricos para la ubicacin de pozos inyectores es cada vez menos usada, ya

    que existen avances en la descripcin del yacimiento como caractersticas del flujo, descripcin

    sedimentolgica.

    Inyeccin Perifrica

    Este mtodo consiste en la inyeccin de agua en el rea externa de la zona de petrleo a travs de

    pozos inyectores cuya profundidad debe ser la adecuada para que el agua sea aadida al acufero

    relacionado al yacimiento y de esta forma aumentar su influencia en la produccin como se

    muestra en la siguiente grfica.

    Este tipo de inyeccin se realiza cuando no se tiene una buena descripcin del yacimiento, por

    esta razn presenta varias desventajas como la incapacidad de realizar un seguimiento detallado

    del flujo de la invasin, el lento proceso invasin-desplazamiento y en el peor de los casos el

    mtodo puede fallar por no existir una conexin adecuada entre la periferia y la zona de petrleo.

    Por otro lado presenta varias ventajas como la mnima cantidad de pozos usados puesto que viejos

    pozos pueden ser usados como inyectores recudiendo as la inversin econmica, adems de la

    excelente relacin de produccin petrleo-agua que se logra si existe una conexin adecuada

    entre la periferia y la zona de petrleo.

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    3. CARACTERIZACION DEL FLUIDO

    3.1. ANALISIS PVT

    El siguiente anlisis PVT es el mismo para todos los casos ya que se trata del mismo reservorio solo

    con modificaciones de formas de recuperacin mediante inyeccin de gas y de agua y tamao de

    la grilla.

    Presin del punto de burbuja (PSI) 4014.700Profundidad del punto de burbuja (FT) 8300.000

    1.1.1. PROPIEDADES PVT DEL PETROLEO SATURADOPRESSURE VISCOSITY FVF SOLN. GAS

    (PSI) (CP) (RB/STB) (SCF/STB)

    14.7 0.1040E+01 10.620 1.00264.7 0.9750E+00 11.500 90.50

    514.7 0.9100E+00 12.070 180.00

    1014.7 0.8300E+00 12.950 371.00

    2014.7 0.6950E+00 14.350 636.00

    2514.7 0.6410E+00 15.000 775.00

    3014.7 0.5940E+00 15.650 930.00

    4014.7 0.5100E+00 16.950 1270.00

    5014.7 0.4490E+00 18.270 1618.00

    9014.7 0.2030E+00 23.500 2984.00

    1.1.2. PROPIEDADES PVT DEL AGUAPRESSURE VISCOSITY FVF

    (PSI) (CP) (RB/STB)

    14.7 0.5000 10.190

    1014.7 0.5010 10.160

    2014.7 0.5020 10.130

    4014.7 0.5050 10.070

    6014.7 0.5100 10.0109014.7 0.5200 0.9920

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    1.1.3. PROPIEDADES PVT DEL GAS Y COMPRESIBILIDAD DE LA ROCA

    PRESSURE VISCOSITY FVF PSEUDO-PRS ROCK COMP.

    (PSI) (CP) (RCF/SCF) (PSIA**2/CP) (1/PSI)

    14.7 0.0080 0 .9359E+00 0.0000E+00 0.300E-05264.7 0.0096 0 .6790E-01 0.0000E+00 0.300E-05

    514.7 0.0112 0 .3523E-01 0.0000E+00 0.300E-05

    1014.7 0.0140 0 .1795E-01 0.0000E+00 0.300E-05

    2014.7 0.0189 0 .9063E-02 0.0000E+00 0.300E-05

    2514.7 0.0208 0 .7266E-02 0.0000E+00 0.300E-05

    3014.7 0.0228 0 .6064E-02 0.0000E+00 0.300E-05

    4014.7 0.0268 0 .4554E-02 0.0000E+00 0.300E-05

    5014.7 0.0309 0 .3644E-02 0.0000E+00 0.300E-05

    9014.7 0.0470 0 .2167E-02 0.0000E+00 0.300E-05

    1.1.4. COMPRESIBILIDADESPETROLEO

    PRESSURE BO DBO/DP RSO DRSO/DP

    (PSI) (RB/STB) (RB/STB/PSI) (CF/CF) (1/PSI)

    264.7 11.500 0.3520E-03 16.1 0.6376E-01

    514.7 12.070 0.2280E-03 32.1 0.6376E-01

    1014.7 12.950 0.1760E-03 66.1 0.6803E-01

    2014.7 14.350 0.1400E-03 113.3 0.4719E-01

    2514.7 15.000 0.1300E-03 138.0 0.4951E-013014.7 15.650 0.1300E-03 165.6 0.5521E-01

    4014.7 16.950 0.1300E-03 226.2 0.6055E-01

    5014.7 18.270 0.1320E-03 288.1 0.6198E-01

    9014.7 23.500 0.1307E-03 531.4 0.6082E-01

    AGUA

    PRESSURE BW DBW/DP(PSI) (RB/STB) (RB/STB/PSI)1014.7 1.0160 -0.3000E-05

    2014.7 1.0130 -0.3000E-054014.7 1.0070 -0.3000E-05

    6014.7 1.0010 -0.3000E-05

    9014.7 0.9920 -0.3000E-05

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    GAS

    PRESSURE BG DBG/DP

    (PSI) (RCF/SCF) (RCF/SCF/PSI)

    264.7 0.6790E-01 -0.3472E-02

    514.7 0.3523E-01 -0.1307E-03

    1014.7 0.1795E-01 -0.3455E-042014.7 0.9063E-02 -0.8888E-05

    2514.7 0.7266E-02 -0.3594E-05

    3014.7 0.6064E-02 -0.2404E-05

    4014.7 0.4554E-02 -0.1510E-05

    5014.7 0.3644E-02 -0.9100E-06

    9014.7 0.2167E-02 -0.3693E-06

    0

    50

    100

    150

    200

    250

    300

    350

    0 2000 4000 6000 8000 10000

    RSO (CF/CF)

    RSO (CF/CF)

    0

    2,000

    4,0006,000

    8,000

    10,000

    12,000

    14,000

    16,000

    18,000

    20,000

    0 2000 4000 6000 8000 10000

    BO (RB/STB)

    BO (RB/STB)

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    4. ANALISIS DE LOS CASOS

    4.1. EJERCICIO 1.-Evaluacin del proceso de un pozo productor que produce por propia

    energa del reservorio.

    4.1.1. DATOS

    TIEMPO[Dias]

    PRESION[PSI]

    Q oil[STB/D]

    Q gas[MSCF/D]

    REC oil[MSTB]

    REC gas[MMSCF]

    0 5382 1250 1587 0 1

    0 5381 1249 1586 1 1

    1 5381 1248 1585 1 1

    1 5380 1247 1584 1 1

    232 4642 1132 1438 275 349

    232 4642 1051 1472 275 350

    233 4641 1020 1746 276 350

    233 4639 958 1741 276 351

    234 4637 790 1917 276 352

    234 4635 746 2001 277 353

    1194 3774 440 2021 805 2401

    1196 3773 444 2014 806 2405

    1199 3770 425 2166 807 2411

    1200 3769 448 1988 807 2413

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    0 2000 4000 6000 8000 10000

    SOLN. GAS (SCF/STB)

    SOLN. GAS (SCF/STB)

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    4.1.2. GRAFICAS

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    35004000450050005500

    CAUDALES

    PRESION

    PRESION VS. CAUDALES

    Q oil [STB/D]

    Q gas [MSCF/D]

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    35004000450050005500

    RECUPERACION

    PRESION

    PRESION VS. RECUPERACIONES

    REC oil

    REC gas

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    4.1.3. SATURACIONES DE PETROLEO, GAS Y AGUA

    TIME[DIAS] So Sg Sw

    0,1 0,88 0 0,120,2 0,88 0 0,12

    0,325 0,88 0 0,12

    0,4812 0,88 0 0,12

    231 0,88 0 0,12

    231 0,88 0 0,12

    232 0,88 0 0,12

    232 0,8544 0,0256 0,12

    232 0,8385 0,0415 0,12

    233 0,8318 0,0482 0,12

    1,191 0,6963 0,1837 0,121,193 0,7336 0,1464 0,12

    1,194 0,7346 0,1454 0,12

    1,196 0,727 0,153 0,12

    1,199 0,736 0,144 0,12

    1,200 0,7252 0,1548 0,12

    4.1.4. SIMULACION

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    4.2. EJERCICIO 2

    4.2.1. CASO A.- Evaluacin del proceso de un arreglo de cinco pozos, 1 pozo productor y 4

    pozos inyectores de gas. POROSIDAD DEL POZO PRODUCTOR 28%

    4.2.1.1. GRILLA Y UBICACION DE LOS POZOS

    21 4 5

    20 6 7

    19 1

    18 1 2

    17 1

    16 1 7 2

    15 2 3 POZOS

    14 7

    13 PRODUCTORj 12

    11 1 INYECTORES

    10 9

    9

    8 3 4 5

    7 4

    6

    5

    4 4 5

    3

    2

    1 2 8 3

    01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

    i

    Se trata de una grilla de 21x21x1, en donde los pozos inyectores fueron colocados cada uno en las

    esquina de la grilla, es decir, se encuentran en los lmites del reservorio, los cuales inyectaran gas

    en la misma capa en la cual se encuentra el hidrocarburo, de esta manera, el gas ayudara a que la

    presin del yacimiento no disminuya considerablemente; de igual forma el gas bajara la viscosidad

    del petrleo permitiendo que mejore la movilidad del petrleo y de esta manera se recuperara

    mayor volumen de hidrocarburo.

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    15/42

    4.2.1.2. DATOS

    TIEMPO[DIAS]

    PRESION[PSI]

    INYE gas[MSCF/D]

    Q oil[STB/D]

    Q gas[MSCF/D]

    REC oil[MSTB]

    REC gas[MMSCF]

    0 5383 -1200 1242 1578 0 0

    0 5383 -1200 1249 1586 0 11 5383 -1200 1248 1584 1 1

    1 5382 -1200 1247 1583 1 2

    1 5382 -1200 1246 1582 2 2

    2 5381 -1200 1245 1581 2 3

    130 5276 -1200 1034 2289 160 204

    130 5275 -1200 1357 2119 160 205

    130 5275 -1200 1174 2288 161 206

    131 5274 -1200 985 2389 162 208

    132 5272 -1200 855 2592 162 210

    134 5269 -1200 873 2533 164 214988 4983 -2000 764 2418 853 2293

    991 4983 -2000 784 2366 855 2300

    996 4982 -2000 748 2454 859 2312

    997 4982 -2000 881 2160 860 2315

    999 4982 -2000 708 2652 861 2321

    1000 4982 -2000 868 2170 862 2323

    4.2.1.3. GRAFICAS

    -2500

    -2000

    -1500

    -1000

    -500

    0

    4900500051005200530054005500

    INYECCION

    DEGAS

    PRESION

    PRESION VS. INYE gas

    INYE gas

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    16/42

    -500

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    4900500051005200530054005500

    INYECCION

    DEGAS

    PRESION

    PRESION VS. RECUPERACIONES

    REC oil

    REC gas

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    49505000505051005150520052505300535054005450

    INYECCION

    DEGAS

    PRESION

    PRESION VS. CAUDALES

    Q oil

    Q gas

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    17/42

    4.2.1.4. SATURACIONES DE PETROLEO, GAS Y AGUA

    So Sg Sw

    0,88 0 0,12

    0,8793 0,0007 0,120,8794 0,0006 0,12

    0,8794 0,0006 0,12

    0,4648 0,4152 0,12

    0,4601 0,4199 0,12

    0,7751 0,1049 0,12

    0,46 0,42 0,12

    0,465 0,415 0,12

    0,4648 0,4152 0,12

    0,46 0,42 0,12

    4.2.1.5. SIMULACION

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    18/42

    4.2.2. CASO B.- Evaluacin de la produccin de un arreglo de 5 pozos; 1 pozo productor y 4 pozos

    inyectores de gas haciendo variar la porosidad en el pozo productor.

    4.2.2.1. DATOS POROSIDAD: 18%

    TIEMPO[DIAS]

    PRESION[PSI]

    INYE gas[MSCF/D]

    Q oil[STB/D]

    Q gas[MSCF/D]

    REC oil[MSTB]

    REC gas[MMSCF]

    0 5383 -1200 1241 1577 0 1

    0 5383 -1200 1249 1586 1 1

    1 5383 -1200 1248 1584 1 1

    1 5382 -1200 1247 1584 1 2

    1 5382 -1200 1247 1584 1 2

    115 5292 -1200 1074 1823 143 181

    116 5291 -1200 1270 1748 143 182

    116 5291 -1200 1095 2097 143 183

    116 5291 -1200 1332 2012 144 183117 5291 -1200 1177 2349 144 184

    117 5290 -1200 1006 2393 145 185

    118 5288 -1200 826 2692 145 187

    998 4996 -2000 699 2730 844 2393

    999 4996 -2000 876 2167 845 2394

    1000 4996 -2000 708 2692 845 2397

    1000 4996 -2000 715 2623 846 2398

    4.2.2.2. GRAFICAS

    -2500

    -2000

    -1500

    -1000

    -500

    0

    4900500051005200530054005500

    INYEC

    CION

    DEGAS

    PRESION

    PRESION VS. INYEC gas

    INYE gas [MSCF/D]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    19/42

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    4000

    4900500051005200530054005500

    CAUDALES

    PRESION

    PRESION VS. CAUDAL

    Q oil [STB/D]

    Q gas [MSCF/D]

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    4900500051005200530054005500

    RECUPERACION

    PRESION

    PRESION VS. RECUPERACION

    REC oil [MSTB]

    REC gas [MMSCF]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    20/42

    4.2.2.3. DATOS POROSIDAD: 35%

    4.2.2.4. GRAFICAS

    -2500

    -2000

    -1500

    -1000

    -500

    0

    4900500051005200530054005500

    INYECCION

    DEGAS

    PRESION

    PRESION VS. Qiny

    PRESION VS. Qiny

    TIEMPO [DIAS]PRESION[PSIA]

    Qiny[MSCF/D]

    Qoil[STB/D]

    Qgas[MSCF/D]

    REC oil[MSTB]

    REC gas[MMSCF]

    0 5383 -1200 1243 1578 0 0

    0 5383 -1200 1249 1586 0 11 5383 -1200 1248 1584 1 1

    1 5382 -1200 1247 1583 1 2

    1 5382 -1200 1246 1582 2 2

    139 5264 -1200 1351 2097 171 218

    139 5264 -1200 1184 2271 172 220

    140 5263 -1200 1001 2363 172 222

    141 5260 -1200 855 2577 173 225

    143 5257 -1200 868 2530 175 229

    146 5252 -1200 872 2513 177 236

    990 4984 -2000 681 2864 860 2287992 4984 -2000 833 2241 861 2291

    995 4984 -2000 779 2385 864 2298

    999 4984 -2000 787 2365 867 2307

    1000 4984 -2000 726 2509 868 2310

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    21/42

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    4900500051005200530054005500

    CAUDALES

    PRESION

    PRESION VS. CAUDALES

    Qoil [STB/D]

    Qgas [MSCF/D]

    -500

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    4900500051005200530054005500

    RECUPERACION

    PRESION

    REC oil [MSTB]

    REC gas [MMSCF]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    22/42

    4.3. EJERCICIO 3.- Evaluacin del proceso de un arreglo de 5 pozos productores y 4 pozos

    inyectores.

    4.3.1. GRILLA Y UBICACION DE LOS POZOS

    21 4 6 5

    20 6 7

    19 1

    18 1 2

    17 1

    16 1 1 7 2 2

    15 2 3 POZO

    14 7

    13 PRODUCTj 12 711 1 INYECTO

    10 9

    9

    8 3 4 5

    7 3 4 4 5

    6

    5

    4 4 5

    3

    2

    1 2 8 8 9 3

    01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21

    Se trata de la misma grilla del anterior ejercicio, donde se observa la ubicacin de los pozos tanto

    para productores como para inyectores.

    La modificacin realizada fue la de incrementar el nmero de pozos productores a 5 pozos, los

    cuales en funcin de los 5 pozos productores y 4 inyectores se los ubic como muestra la grilla.

    Para llevar a cabo este arreglo de pozos, se tuvo que modificar el caudal del pozo inyector #7

    ubicado al centro de la grilla, esto debido a que la presin que ejerca desde su posicin no era lo

    suficiente como para poder arrastrar al hidrocarburo hasta los pozos productores, el pozo

    productor # 7 tiene un caudal de -300 al inicio de la produccin, el cual fue modificado a -800.

    Luego de transcurrido 300 das de produccin el caudal del pozo inyector # es nuevamente

    modificado a -1000 esto para que la energa del yacimiento no siga disminuyendo sino ms bien al

    contrario incremente la energa y se recupere mayor volumen de hidrocarburo.

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    23/42

    4.3.2. DATOS

    TIEMPO[DIAS] PRESION[PSIA] Q iny[STB/D] Q oil[STB/D] Q gas[MSCF/D] REC oil[MSTB] REC gas[MMSCF]

    0 5378 -2350 6243 7928 2 3

    1 5369 -2350 6256 7945 6 8

    1 5369 -2350 6266 7958 6 81 5366 -2350 6259 7949 8 10

    121 4099 -2350 4512 7155 686 879

    123 4087 -2350 4057 7209 693 889

    124 4072 -2350 3796 7240 700 902

    126 4060 -2350 3435 7557 706 914

    128 4040 -2350 3150 7682 714 932

    132 4018 -2350 3097 7981 725 958

    136 4007 -2350 3120 8003 737 989

    965 2291 -2500 1158 8923 2369 7527

    976 2262 -2500 1149 9855 2379 7636

    985 2240 -2500 1132 9055 2387 7723

    999 2186 -2500 1115 10295 2398 7867

    1000 2184 -2500 1100 8728 2398 7872

    4.3.3. GRAFICAS

    -2550

    -2500

    -2450

    -2400

    -2350

    -23000100020003000400050006000

    PRESION VS. Qiny

    PRESION VS. Qiny

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    24/42

    0

    2000

    4000

    6000

    8000

    10000

    12000

    0100020003000400050006000

    CAUDALES

    PRESION

    PRESION VS. CAUDALES

    Q oil [STB/D]

    Q gas [MSCF/D]

    0

    1000

    2000

    3000

    4000

    5000

    6000

    7000

    8000

    9000

    0100020003000400050006000

    RECUPERACIO

    N

    PRESION

    REC oil [MSTB]

    REC gas [MMSCF]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    25/42

    4.3.4. SIMULACION

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    26/42

    4.4. EJERCICIO 4.- Evaluacin del proceso de inyeccin de agua en un arreglo de 5 pozos.

    4.4.1. GRILLA Y UBICACION DE LOS POZOS

    9 4 6 7 5

    8 POZOS

    7

    j6 PRODUCTOR

    5 2 1 3 INYECTORES

    4

    3

    2

    1 2 4 5 3

    1 2 3 4 5 6 7 8 9

    iSe trata de una grilla 9x9x2, esta grilla ha sido modificada de los ejercicios anteriores que tenanuna grilla de 21x21x1.

    La modificacin de esta nueva grilla es que los pozos son inyectores de agua y que la inyeccin

    ser realizada en la capa inferior, es decir, la capa 2. Donde se supone que existe un acufero el

    cual ayudara a dar energa al yacimiento para poder producir mayor volumen de hidrocarburo

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    27/42

    4.4.2. DATOS

    TIEMPO[DIAS]

    PRESION[PSI]

    Q iny[STB/D]

    Q oil[STB/D]

    Qgas[MSCF/D]

    RECoil[MSTB]

    REC gas[MMSCF]

    1 4357 0 850 1079 1 4

    2 4332 0 850 1079 2 53 4307 0 850 1079 3 6

    4 4282 0 850 1079 3 8

    359 2899 0 380 1469 206 411

    362 2892 0 380 1106 207 414

    365 2882 0 380 1579 208 419

    366 2882 -2000 324 1346 209 420

    367 2883 -2000 329 1346 209 422

    369 2884 -2000 329 1346 210 424

    1451 11053 -2000 206 261 835 1466

    1455 11111 -2000 201 255 836 14671459 11182 -2000 197 251 837 1468

    1460 11195 -2000 194 246 837 1468

    4.4.3. GRAFICAS

    -2500

    -2000

    -1500

    -1000

    -500

    0

    500

    0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

    CAUDALDEINYECCION

    PRESION

    PRESION VS. Qiny

    PRESION VS. Qiny

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    28/42

    0

    200

    400

    600

    800

    1000

    1200

    1400

    1600

    1800

    0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000100001100012000

    CAUDALES

    PRESION

    PRESION VS. CAUDALES

    Q oil [STB/D]

    Q gas[MSCF/D]

    0

    200

    400

    600

    800

    1000

    1200

    1400

    1600

    0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

    RECUPERACION

    PRESION

    RECoil [MSTB]

    REC gas [MMSCF]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    29/42

    4.5. EJERCICIO 5.- Evaluacin del proceso de un arreglo de 7 pozos, 1 pozo productor y 6

    inyectores de AGUA.

    4.5.1. GRILLA Y UBICACION DE LOS POZOS

    9 6 7

    8 POZOS

    7

    j6 PRODUCTOR

    5 2 1 3 INYECTORES

    4

    3

    2

    1 4 5

    1 2 3 4 5 6 7 8 9

    iEl siguiente ejercicio nos indica cambiar el arreglo de pozos a un arreglo de 7 pozos (Seven Spot).Por el cual se podr observar el comportamiento del reservorio con un arreglo de 7 pozos.

    La ubicacin de cada pozo inyector y la ubicacin del pozo productor se pueden apreciar en la

    grilla. Donde los pozos inyectores inyectaran agua a la capa 2, es decir, K=2.

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    30/42

    4.5.2. DATOS

    PRESION[PSIA]

    Qiny[STB/D]

    Qoil[STB/D]

    Qgas[MSCF/D]

    Q agua[STB/D]

    REC oil[MSTB]

    REC gas[MMSCF]

    RECagua[MSTB]

    4357 0 850 1079 0 1 1 0

    4332 0 850 1079 0 2 2 0

    4307 0 850 1079 0 3 3 0

    4282 0 850 1079 0 3 4 0

    4257 0 850 1079 0 4 5 0

    18711 -3000 126 160 2312 661 1129 513

    18791 -3000 124 158 2333 662 1131 531

    18887 -3000 122 155 2360 663 1132 552

    18917 -3000 69 87 107 663 1132 552

    18948 -3000 65 82 120 663 1132 552

    18979 -3000 61 78 128 663 1132 552

    19641 -3000 34 44 197 663 1133 55419729 -3000 33 42 200 663 1133 555

    19784 -3000 32 41 205 663 1133 555

    19853 -3000 32 40 207 663 1133 555

    19938 -3000 31 40 210 664 1133 555

    19992 -3000 30 39 214 664 1133 555

    4.5.3. GRAFICAS

    -3500-3000

    -2500

    -2000

    -1500

    -1000

    -500

    0

    500

    0500010000150002000025000

    CAUDALDEINYECCION

    PRESION

    PRESION VS. CAUDAL DE INYECCION

    Qiny [STB/D]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    31/42

    -500

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    0 1500 3000 4500 6000 7500 9000 1050012000135001500016500180001950021000

    CAUDALES

    PRESION

    PRESION VS. CAUDAL

    Qoil [STB/D]

    Q gas[MSCF/D]

    Q agua [STB/D]

    -200

    0

    200

    400

    600

    800

    1000

    1200

    0 5000 10000 15000 20000 25000

    REC oil [MSTB]

    REC gas [MMSCF]

    REC agua[MSTB]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    32/42

    4.5.4. SIMULACION

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    33/42

    4.6. EJERCICIO 6.- En este ejercicio se mostrara el proceso de inyeccin de gas en la grilla de 9x9x2

    correspondiente al ejercicio 4.

    4.6.1. GRILLA Y UBICACIN DE LOS POZOS

    9 4 6 7 5

    8 POZOS

    7

    j6 PRODUCTOR

    5 2 1 3 INYECTORES

    4

    3

    2

    1 2 4 5 3

    1 2 3 4 5 6 7 8 9

    iSe trata de la misma grilla del ejercicio 4 pero con la modificacin de que los pozos inyectores deagua fueron cambiados a pozos inyectores de gas, este por motivo de comparacin sobre que

    mtodo es ms eficiente, si inyeccin de gas o inyeccin de agua.

    La ubicacin de los pozos productores es la misma, puesto que es la mejor ubicacin que se le

    puede colocar ya que se encuentran en los flancos del reservorio y el pozo productor se encuentra

    en el centro, de esta manera se piensa que se desplazara ms eficientemente el hidrocarburo

    desde los pozos inyectores al pozo productor.

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

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    4.6.2. DATOS

    TIEMPO[DIAS]

    PRESION[PSIA] Qiny[MSCF/D] Qoil[STB/D] Qgas[MSCF/D]

    RECoil[MSTB]

    RECgas[MMSCF]

    1 4357 0 850 1079 3 4

    2 4332 0 850 1079 4 53 4307 0 850 1079 5 6

    4 4282 0 850 1079 6 8

    359 2899 0 380 1469 209 411

    362 2892 0 380 1106 210 414

    365 2882 0 380 1579 211 419

    366 2883 -2000 324 1346 211 420

    367 2884 -2000 329 1346 212 422

    369 2885 -2000 329 1346 212 424

    371 2887 -2000 329 1347 213 427

    1395 2294 -2000 156 2589 519 27061404 2285 -2000 155 2586 521 2731

    1416 2273 -2000 153 2583 523 2762

    1431 2260 -2000 151 2580 525 2800

    1449 2243 -2000 149 2576 528 2848

    1460 2233 -2000 145 2573 529 2875

    4.6.3. GRAFICAS

    -2500

    -2000

    -1500

    -1000

    -500

    0

    010002000300040005000

    QinyGAS

    PRESION

    PRESION VS. CAUDAL DE INYECCION

    Qiny[MSCF/D]

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    0

    500

    1000

    1500

    20002500

    3000

    3500

    010002000300040005000

    CAUDALES

    PRESION

    PRESION VS. CAUDALES

    Qoil[STB/D]

    Qgas[MSCF/D]

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    010002000300040005000

    RECUPER

    ACION

    PRESION

    PRESION VS. RECUPERACION

    REC oil[MSTB]

    REC gas[MMSCF]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    36/42

    4.6.4. SIMULACION

    5. CONCLUCIONES

    5.1. Conclusin EJERCICIO 1 De la grafica de PRESION VS. CAUDALES se puede observar como la

    presin decrece conjunto al caudal del petrleo, pero se puede observar que desde que inicia la

    produccin el caudal disminuye a un ritmo constante, pero la produccin empieza a variar su

    ritmo de produccin a partir de una presin aproximada de 4641 psia a partir de este punto de

    presin el caudal disminuye variando su produccin el cual incrementa y disminuye asi hasta

    terminar la simulacin.

    De la grafica de PRESION VS. RECUPERACIONES se observa como la recuperacin tanto de gas y de

    petrleo incrementa a medida que la presin decrece, esto quiere decir que mientras exista

    energa en el yacimiento se seguir obteniendo recuperacin de gas y petrleo.

    De acuerdo con los datos de saturacin de petrole, gas y agua, la variacin del caudal de

    produccin tanto para gas y para petrleo deja de ser un ritmo constante, esto puede ser debido a

    que en el da 232 equivalente a una presin de 4641 comienza a producirse mayor cantidad de gas

    debido a la q la saturacin de gas de ser 0,0% subi 2,65%, es a partir de ese momento que los

    caudales de produccin suben y bajan y as continan hasta la finalizacin de la simulacin.

    A su vez los porcentajes de saturacin de petrleo y de gas nos dan la idea del porcentaje que se

    est produciendo tanto de hidrocarburo lquido y gaseoso.

    5.2. CONCLUCION EJERCICIO 2 (CASO A).- De acuerdo a la grafica PRESION VS. Q inyeccin, se

    observa como la presin decrece mientras se est inyectando gas, cabe recalcar que cuando

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

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    aumenta el caudal de inyeccin de gas de 1200 a 2000, la presin decrece pero a un ritmo ms

    lento que como cuando se estaba inyectando en un principio.

    De igual forma se puede observar la grafica de PRESION VS. RECUPERACION, se llega a recuperar

    mayor cantidad tanto de gas como de petrleo.

    Con respecto a la grafica de PRESION VS. CAUDAL se observa de igual forma que el ejercicio 1 que

    se produce a un ritmo constante pero en el momento de que el porcentaje de gas incrementa el

    caudal tanto para gas como para petrleo deja de tener un ritmo constante; el incremento del gas

    se puede ver en la tabla de saturaciones para el CASO A.

    5.3. COMPARACION CON RESPECTO A LAS RECUPERACIONES ENTRE EL EJERCICIO 1 Y EL

    EJERCICIO 2 (CASO A)

    CONCLUCION.- En este grafico comparativo de las recuperaciones correspondiente al CASO A y al

    EJERCICIO 1, se observa el incremento considerable de recuperacin de hidrocarburo

    correspondiente al CASO A, donde se inyecta gas desde 4 pozos inyectores a un solo pozo

    productor. Lo cual nos lleva a concluir que la recuperacin secundaria inyectando gas en este caso

    desde el primer da de produccin del pozo, conlleva a una mayor recuperacin de hidrocarburo

    tanto liquido como gas, donde es aconsejable la inyeccin de gas para tener mayores

    recuperaciones de petrleo.

    -500

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    35004000450050005500

    RECUPERACIONES

    PRESION

    RECUPERACIONES

    EJERCICIO 2 CASO A REC oil

    EJERCICIO 2 CASO A REC gas

    EJERCICIO 1 RECoil

    EJERCICIO 1 RECgas

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

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    5.4. COMPARACION DE LA RECUPERACION DE PETROLEO EN EL EJERCICIO 2 (CASO B)

    GRAFICA

    CONCLUCION.- En la figura se observa la variacin de la produccin tanto para gas como para

    petrleo, la diferencia de recuperacin es mnima esto ocasionado por el rango de porosidades

    otorgados, pero si se puede recalcar que a pesar del rango reducido de porosidad, se puede

    apreciar que la recuperacin de gas cuando la porosidad corresponde al 18%, es decir, la mnima

    porosidad, la recuperacin de gas es mayor con respecto a las dems curvas, esto nos indica que a

    menor porosidad el gas aun as puede moverse pero no as el petrleo, es por eso que su

    movilidad a menor porosidad es mejor que la del petrleo, lo que conlleva a recuperar mas gas

    que petrleo. Lo inverso pasa con el petrleo, lo cual nos muestra la figura que a mayor porosidad

    se tiene una mayor recuperacin de petrleo, esto debido a que si la porosidad es mayor elpetrleo podr tener mejor movilidad y as podr producirse mayores cantidades de petrleo con

    respecto a las otras curvas.

    As mismo se puede observar en el grafica el comportamiento de la presin con respecto a la

    variacin de las porosidades, la cual nos muestra que con respecto al gas a menor porosidad se

    tendr menor presin y mayor porosidad se tendr mayor presin, lo mismo con el petroleo que a

    mayor porosidad se tendr mayor presin y a menor porosidad menor presin.

    -500

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    4900500051005200530054005500

    RECUPERACIONES

    PRESION

    REC oil POROSIDAD 28%

    REC gas POSOSIDAD 28%

    REC oil POROSIDAD 18%

    REC gas POROSIDAD 18%

    REC oil POROSIDAD 35%

    REC gas POROSIDAD 35%

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

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    5.5. COMPARACIONCON RESPECTO A LA RECUPERACION ENTRE EJERCICIO 3 (5 POZOS

    PRODUCTORES Y 4 INYECTORES) Y EJERCICIO 2 CASO A (1 POZO PRODUCTOR Y 4 INYECTORES)

    GRAFICA

    CONCLUCION.- La grafica nos muestra la diferencia considerable que existe entre producir un

    yacimiento con 1 pozo productor y 4 inyectores, con la de producir un yacimiento con 5 pozos

    productores y 4 inyectores, tanto para gas como para petrleo. Le recuperacin es mucho mayor

    cuando se tiene 5 pozos productores con 4 inyectores, es recomendable incrementar el nmero

    de pozos en un reservorio para poder producir ms volumen de hidrocarburo.

    Tambin se puede denotar en la grafica que cuando se tiene un pozo productor la energa del

    yacimiento dado por los 4 pozos inyectores permite que la presin no disminuya

    considerablemente, ms bien se mantenga alto durante el tiempo de produccin. Por otro lado

    cuando se produce con 5 pozos y 4 inyectores se ve en la grafica como decrece la presin a

    medida que se produce, esto nos indica que podemos terminar de producir un reservorio en

    menor tiempo si se tiene mayor cantidad de pozos productores con pozos inyectores de gas que

    alimentan la energa del yacimiento.

    -1000

    0

    1000

    2000

    3000

    4000

    5000

    6000

    7000

    8000

    9000

    150025003500450055006500

    1 PROD 4 INY para Oil

    5 PROD 4 INY para Oil

    1 PROD 4 INY para Gas

    5 PROD 4 INY para Gas

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

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    5.4. CONCLUCIONES EJERCICIO 4.-En la grafica PRESION VS. INYECCION DE AGUA se puede

    observar el comportamiento de la presin cuando se inyecta agua al reservorio, esta grafica nos

    indica que la recuperacin por inyeccin de agua maneja presiones muy altas, las cuales pueden

    conllevar a tener mayor recuperacin de hidrocarburo, por otro lado, sabe denotar que en la

    grafica PRESION VS. CAUDALES, los caudales tanto para gas como para petrleo antes de la

    inyeccin empiezan a declinar, pero en el momento que empieza la inyeccin los caudales

    aumentan considerablemente, sin embargo al finalizar la simulacin en 1460 das los caudales de

    gas y petrleo disminuyen a valores muy bajos, esto nos indica que los caudales de agua son

    bastante altos y nos lleva a concluir que en superficie se est llegando a recuperar ms agua que

    hidrocarburo, lo cual es antieconmico.

    5.5. CONCLUSION EJERCICIO 5.- Se puede observar de las graficas que el arreglo de 7 pozos en

    este caso no fue beneficioso, dado que no se obtuvo mayor volumen de hidrocarburo producido,

    tambin cabe recalcar que se programo una simulacin para 1460 das y con un arreglo de 7 pozos

    la simulacin termina mucho antes de alcanzar los 1460 das, exactamente a los 1240 das, esto

    paso debido a que la produccin de hidrocarburo disminuye muy considerablemente al punto deque el pozo deja de producir la cual se puede observar en la grafica de PRESION VS. CAUDALES

    donde el caudal de agua es mucho mayor que la produccin de gas y de petrleo al trmino de la

    simulacin.

    Tambin se puede observar en la grafica de PRESION VS. RECUPERACION, que la recuperacin de

    agua que se tiene en superficie es casi igual a la recuperacin que se tiene de petrleo, lo cual es

    antieconmico y no se puede seguir produciendo en esas condiciones.

    5.6. CONCLUSION EJERCICIO 6.- Se puede observar en la grafica de PRESION VS. CAUDAL DE

    INYECCION el comportamiento de la presin en el proceso de inyeccin de gas, cabe denotar que

    la presin en el momento en que se comienza a inyectar gas empieza a incrementar pero muy

    poquito, en un lapso de tiempo corto, luego de eso la presin empieza a decaer nuevamente. Esto

    nos indica que la presin con inyeccin de gas no incrementa ms bien tiende a seguir

    disminuyendo pero lo hace lentamente.

    Con respecto a la grafica de PRESION VS. CAUDALES se observa un aumento de caudal de gas en el

    momento que se comienza a inyectar gas, pero no sucede as con el petrleo, el petrleo sigue

    disminuyendo su caudal.

    Finalmente en la grafica de PRESION VS. RECUPERACION se observa la recuperacin considerable

    de gas pero no as de petrleo.

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

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    COMPARACION CON RESPECTO A LA RECUPERACION DE INYECCION DE GAS E INYECCION DE

    AGUA

    CONCLUSION.- Se puede apreciar en la primera grafica la recuperacin de petrleo con respecto a

    las presiones generadas por la inyeccin tanto de gas como de petrleo, se puede observar que se

    tiene una mayor recuperacin de petrleo acompaado de altas presiones para cuando se inyecto

    agua, no sucede as cuando se inyecto gas puesto que la recuperacin considerablemente menor

    comparado con la inyeccin de agua, as mismo la inyeccin de gas est acompaado de bajas

    presiones.

    0

    100

    200

    300

    400

    500

    600

    700

    800

    900

    0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

    RECUPERACION

    PRESION

    PRESION VS. REC [PETROLEO]

    INYECCION AGUA [REC oil]

    INYECCION DE GAS [REC oil]

    0

    500

    1000

    1500

    2000

    2500

    3000

    3500

    0 2000 4000 6000 8000 10000 12000

    INYECCION DE AGUA [REC

    gas]

    INYECCION DE GAS [REC

    gas]

  • 5/22/2018 EJERCICIOS SIMULACION

    42/42

    En el segundo grafico en lo que concierne a la recuperacin de gas, se tiene mucho mayor

    recuperacin de gas cuando se est inyectando gas, pero no sucede as cuando se inyecta agua,

    puesto que se tiene menor recuperacin de gas cuando se inyecta agua, esto debido a las

    presiones altas que maneja la inyeccin de agua evita la liberacin del gas.

    Se concluye finalmente que es mejor la recuperacin secundaria mediante la inyeccin de aguapuesto que esta recupera mucho ms petrleo en comparacin de la inyeccin de gas.