EFICIENCIA DE RECOBRO EN PROCESOS DE INYECCIÓN DE AGUA AGUA
JORGE PALMA BUSTAMANTE Métodos de recobro
INYECCIÓN DE AGUA
Métodos de recobro
FACTORES QUE CONTROLAN LA INYECCIÓN DE AGUA La recuperación de petróleo debido a la inyección de agua se puede determinar si se conocen los siguientes factores:
• Petróleo Petróleo en sitio al inicio del proceso proceso de inyección inyección de
agua.
Este término es función del volumen poroso a ser inundado y de la saturación saturación de aceite. El volumen poroso a ser inundado es altamente dependiente de la selección y el uso de los discriminadores discriminadores de espesor espesor neto, neto, tales tales como los cutoff cutoff de permeabilidad permeabilidad y porosidad. Una inundación acertada requiere de suficiente aceite presente para que se pueda formar un banco de petróleo que puede ser desplazado a través de la formación hasta los pozos productores. Se puede realizar una predicción exacta del funcionamiento o la interpretación del comportamiento de la inyección si se tiene la estimación del petróleo en sitio al comienzo de la inyección. Métodos de recobro
FACTOR DE RECOBRO
La eficiencia de recobro se puede definir como la fracción de aceite inicial recuperado del yacimiento. Esta variable se puede analizar en términos de:
• La eficiencia de
desplazamiento
• La eficiencia de barrido areal • La eficiencia de
barrido vertical.
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FACTOR DE RECOBRO La ecuación de factor de recobro es la siguiente:
E R E D E V Donde: FR = Factor de recobro, fracción. ED = Eficiencia de desplazamiento, fracción. EV = Eficiencia volumétrica, fracción. La eficiencia volumétrica esta definida por la ecuación:
Factores de Recobro Típicos Recobro Primario Recobro Secundario Recobro Terciario
10% - 15% 10% - 20% 10% - 15%
Recobro Total
30%
- 50%
Fuente: Exploring the frontiers of technology, Halliburton 2003
E V E A E I Donde: EA = Eficiencia de barrido areal, fracción. EI = Eficiencia de barrido vertical, fracción. Métodos de recobro
EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL Eficiencia de barrido areal (EA). Es el área barrida por el agua inyectada dividida por el área del patrón. Esta eficiencia es difícil de determinar sólo con los datos de campo.
Se requiere una combinación de estudios de campo, de laboratorio y matemáticos, para hacer una mejor estimación.
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EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL
En general la EA depende de:
1.
Relación de movilidad
2.
Configuración geométrica del patrón de inyección
3.
Distribución de presión del yacimiento
4. Heterogeneidad del yacimiento 5. Volumen acumulado de agua inyectada dentro del área del patrón
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EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL •
La movilidad es la facilidad con la cual un fluido se mueve dentro del yacimiento
M
movilidad fase
desplazant e
movilidad fase
desplazada
K desplazant e M K desplazada
Ea
M
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EFECTO DE LA TEMPERATURA SOBRE LA VISCOSIDAD Efecto de la temperatura sobre la viscosidad del agua salobre
Agua desplazando aceite
•
2
250,000 ppm 200,000 ppm 150,000 ppm
K w w M K o o •
Relación de movilidad agua-aceite después de ruptura:
1. 5
100, 000 ppm 50,000 ppm 0 ppm
1
p c , d a d i s 0. o c 5 s i V
3 0
4 0
5 0
6 0
7 0
8 0
9 10 0 0
110 120 13 14 15 16 17 0 0 0 0 0
Temperatura, °F
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PATRONES DE INYECCIÓN SELECCIÓN TIPO DE PATRÓN • Forma original de
desarrollo del yacimiento
• Viscosidad del fluido a desplazar • Permeabilidad del
yacimiento
• Relación de movilidades • Estructura del
yacimiento
• Características geológicas
del yacimiento. Métodos de recobro
PATRONES DE INYECCIÓN
A. Empuje en línea directa La eficiencia de barrido de un patrón en línea directa mejora así como la relación a/d incremente.
a d
Donde a es la distancia entre pozos adyacentes en la misma fila. d Es la distancia entre pozos de diferente tipo Frontera de patrón Pozo inyector Pozo Productor
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PATRONES DE INYECCIÓN
B. Empuje en línea escalonada Es una modificación del empuje en línea directa donde las filas de pozos inyectores y productores son desplazados a la mitad de la distancia entre pozos.
a d
Frontera de patrón Pozo inyector Pozo Productor
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PATRONES DE INYECCIÓN C.
Patrón cinco puntos
•
Es un caso especial del empuje en línea escalonada donde la relación d/a es 0.5.
•
Este tipo de patrón es altamente flexible puesto que se pueden generar otros patrones de inyección simplemente con un reacomodamiento de la posición de los pozos productores. Ejemplo: nueve puntos y nueve puntos invertido. Métodos de recobro
PATRONES DE INYECCIÓN D. Patrón nueve puntos •
Este tipo de patrón es muy usado si se requiere una alta capacidad de inyección debido a la baja permeabilidad o problemas similares.
•
El nueve puntos invertido es mas usado que el nueve puntos normal.
•
El patrón de nueve puntos invertido es usado donde la inyectividad de fluido es alta. Métodos de recobro
PATRONES DE INYECCIÓN E. Patrón siete puntos •
Este tipo de patrón tiene aplicación donde la inyectividad es baja.
•
Muy raras veces, un campo es desarrollado por este tipo de patrón.
•
Puede ser considerado un patrón de línea escalonada con una relación d/a de 0.866 Métodos de recobro
EVOLUCIÓN DE LA EFICIENCIA AREAL
Área
EA = Área
+ Área
Métodos de recobro
EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón aislado de cinco puntos 240
Patrón Normal % , a r u t p u r a l a o d i r r a b e d l a e r a a i c n e i c i f E
200
Patrón Invertido
160
120 80
Invertido Normal
40
92% a M= ∞ 0 0.1
1
10
100
Relación de movilidad Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
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EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón de cinco puntos desarrollado
100
% , a r u t p u r a l a o d i r r a b e d l a e r a a i c n e i c i f E
90
80
70
60
50
40 0.1
1
Relación de movilidad
10
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
Métodos de recobro
EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón normal de siete puntos 100
Área Patrón % , a r u t p u r a l a o d i r r a b e d l a e r a a i c n e i c i f E
90
80
70
92% a M= ∞ 60 0.1
1
10
Relación de movilidad
100
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
Métodos de recobro
EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón en empuje de línea directa, d/a=1 100
Área de Patrón % , a r u t p u r a l a o d i r r a b e d l a e r a a i c n e i c i f E
a a
90
d 80
70
60
Invertido Normal
50
40 0.1
1
Relación de movilidad
10
100
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
Métodos de recobro
EFICIENCIA DE BARRIDO AREAL Eficiencia areal de barrido a la ruptura para un patrón en empuje de línea escalonada, d/a=1 100
Área de Patrón 90 % , a r u t p u r a l a o d i r r a b e d l a e r a a i c n e i c i f E
a d
80
70
60
50
40 0.1
1
Relación de movilidad 10
100
Fuente. COBB W, Curso Waterflooding
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INYECCIÓN PERIFÉRICA • Este
tipo de inyección generalmente requiere menos pozos inyectores por productor que la mayoría de patrones de inyección.
• Generalmente
producida que geométrico
resulta en un patrón
menos agua de inyección
• La
mayor ventaja de estos patrones es su uso en yacimientos con alto buzamiento y variaciones de permeabilidad.
• La
mayor desventaja es cuando un yacimiento tiene alta saturación de gas. Métodos de recobro
CRITERIOS DE SELECCIÓN •Proporcionar
la suficiente capacidad de inyección de agua para alcanzar la tasa de aceite producida
deseada.
•Maximizar la recuperación de
aceite con el mínima producción de agua
•Tomar
ventaja de la poca uniformidad del yacimiento, como fracturas, tendencias de permeabilidad, buzamiento, etc.
• Ser congruente con los patrones existentes y requerir un mínimo de nuevos pozos
•Ser congruente con las operaciones de
•Conceda un tiempo llenado del
inyección de agua de otros operadores de locaciones adyacentes
gas dentro de un plazo razonable.
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POZOS INFILL 1. Utilidad de este tipo de pozos 2. Ventajas y desventajas 3. Cómo contribuyen al aumento del facto de recobro? 4. En qué procesos es posible aplicarlos? 5. Curvas de comportamiento para los pozos infill (presión, producción, etc) 6. Relación con yacimientos heterogéneos
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EFECTO DE LA SATURACIÓN DE GAS Etapa 1
Zona no afectada Zona de Aceite
1
Zona de Agua
1.
Zona de Agua
2.
Zona de Aceite
r
re
Zona de Aceite
S wb t S wc 2 r S g
r e
Interferencia en los bancos de aceite
Zona de Agua
rei
rei
Arena no afectada en el patrón
Métodos de recobro
EFECTO DE LA SATURACIÓN DE GAS Frente de inyección después de interferencia pero antes del llenado del gas
W if V p S g
Zona de Aceite
Zona de Aceite
Zona de Agua
Zona de Agua
Etapa 2
E Af
S g S wbt S wc
Efectos de Re saturación Saturación de aceite (zona barrida):
Frente de inyección al llenado del gas Zona de Aceite
Zona de Aceite
Zona de Agua
Zona de Agua
1-Sw
Saturación de aceite (zona no barrida):
1-Swc
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EFECTO DE LA PRESIÓN Inyector
•
•
•
•
El agua inyectada y el aceite desplazado viajan a través de las líneas de flujo(streamlines) y éstas son perpendiculares a las líneas de isopotencial o isobáricas.
Líneas de flujo
Pwi= 1000 psi
F E
Las líneas de flujo pueden ser paralelas o tangentes a otras líneas de flujo pero nunca se intersectan.
D C B A
Cada streamline es un pasillo de flujo independiente
B C D
Son de diferente longitud
E F
•
Se deduce que el gradiente máximo de presión y la velocidad más alta de fluido, VA, ocurrirán a lo largo de la línea de flujo mas corta, A. además, es claro que: VA> VB>VC>VD>VE>VF
q K P V A L
Productor Pwf= 0 psi
Métodos de recobro
OTROS FACTORES •
Fracturas
•
Permeabilidad direccional
•
Variaciones en la permeabilidad areal
•
Buzamiento de la formación
•
Pozos fuera del patrón
•
Irregularidad en el espaciamiento de pozos
•
Barrido mas allá de los pozos esquina
•
Patrones aislados
Diagrama de barrido en un patrón aislado de cinco puntos invertido
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EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
Eficiencia de barrido vertical (EI). Hay muchos factores que afectan la eficiencia de barrido vertical, tales como la variación vertical de permeabilidades horizontales, la diferencia de gravedad, la saturación inicial de gas, la presión capilar, la relación de movilidad, el flujo cruzado y las tasas de inyección.
ozo Inyector
Pozo Inyector Pozo Productor
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EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
Pozo Productor Pozo Inyector
Zona Barrida
Zona No Barrida
INYECCIÓN DE AGUA
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EFICIENCIA DE BARRIDO VERTICAL
FACTORES QUE AFECTAN Ev 1. Heterogeneidades 2. Relación de movilidades 3. Volumen de fluido inyectado 4. Flujo cruzado entre capas
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EFECTO DE LAS HETEROGENEIDADES
K1
Cuanto más heterogéneo sea un yacimiento, menor será la eficiencia de barrido areal y vertical
k2 k3 k4
k5
Método de Dykstra Parsons es utilizado para estimar la heterogeneidad.
k6
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EFECTO DE LA RELACIÓN DE MOVILIDADES
K desplazant e M K desplazada
Si aumenta la relación de movilidad, disminuye la eficiencia vertical de barrido. Métodos de recobro
EFECTO DEL VOLUMEN DE FLUIDO INYECTADO
Ev
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EFECTO DEL FLUJO CRUZADO
Fuente. PARÍS DE FERRER M, Inyección de agua y gas en yacimientos de petróleos
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EFICIENCIA DE BARRIDO VOLUMÉTRICO
Pozo Productor Pozo Inyector
Ev Ea * Ei Fracción del volumen poroso total invadido.
INYECCIÓN DE AGUA
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EFECTO DEL ÍNDICE DE INYECTIVIDAD
qw =
Pe
.00707kk rw h piwf - pe
r e w ln - 0.50 r w
Te
Esta ecuación supone una relación de movilidad de uno en un yacimiento sin la influencia de otros pozos. Por lo tanto, es bueno para la estimación de la tasa de inyección inicial.
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OTROS FACTORES
GRAVEDAD
TASA DE FLUJO
Segregación gravitacional
Fuerzas capilares Fuerzas viscosas Eficiencia volumétrica
Fuerzas gravitacionales
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EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO
Se define como la fracción de aceite en sitio en la región de barrido, desplazada por el agua de inyección. Las variaciones de las propiedades del yacimiento y de los procesos, pueden afectar la eficiencia de desplazamiento, variables tales como fracturas, ángulo de buzamiento, saturaciones iniciales, relación de viscosidad, diferencial de gravedad, relación de permeabilidad relativa, presión capilar, mojabilidad y tasas de inyección.
Métodos de recobro
EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO
E D
Volumen de petróleo desplazado Volumen de petróleo contactado por agua o gas
E D
1 S wi S or
E D
1 S wi
S oi
Eficiencia de barrido a escala microscópica
S or
S oi
Métodos de recobro
EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO La eficiencia de desplazamiento microscópico es afectada por los siguientes factores: •Fuerzas
de tensión superficial e interfacial
•Mojabilidad •Presión
Capilar
•Permeabilidad
Relativa
Métodos de recobro
EFICIENCIA DE RECOBRO Durante el barrido de un yacimiento, la eficiencia al desplazamiento coincidiría con la eficiencia en la recuperación, ER , si hipotéticamente el fluido inyectado contactara todo el petróleo del yacimiento
FR E D
Np N
Asumiendo barrido volumétrico completo
Métodos de recobro
EJERCICIO En un patrón de 5 puntos, ubicado en un yacimiento maduro de arena tipo fluvial, sometido a inyección de agua, se proyecta recuperar 25% del OOIP, cuando el corte de agua en el pozo productor alcanza el 95% (Inyección de agua acumulada de 0.75 VP). La siguiente data esta disponible: Relación de Movilidades 1.0 Porosidad promedia 0.3 Rangos de permeabilidad Bajo 5 md Alto 500 md Promedio 150 md Saturación de agua critica 0.25 Saturación de aceite residual 0.25 Presión 2500 psig Temperatura 200 F Ea 1 1.Está la eficiencia de recobro proyectada acorde con E D? 2.Cuál es la principal causa de la baja eficiencia de recobro? 3.Cuáles son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de recobro?
Métodos de recobro
EJERCICIO E D
S oi
S or
S oi
Evaluar como si todo el petróleo móvil se desplazara.
E D E D
0.75
0.25
0.75 0.67 Métodos de recobro
EJERCICIO •Está
la eficiencia de recobro proyectada acorde con ED?
No – 25% es mucho más bajo que el máximo nivel de E D de 67%. El factor de recobro es mucho más bajo en comparación con la eficiencia de desplazamiento para remover todo el fluido móvil posible. •Cuál
es la principal causa de la baja eficiencia de recobro? Los valores de E A y ED están acordes, luego la razón estaría en una baja eficiencia vertical, cuyas posibles causas son: contrastes de Kh, flujo cruzado, intercalaciones, fuerzas capilares y viscosas. •Cuáles
son algunos posibles enfoques para incrementar el factor de recobro? Perforación in fill: mejorar el barrido vertical . Selección de programas de inyección (SIP): escoger estratos continuos y conectados. Selección de programas de producción (SPP): zonas con buena eficiencia de barrido. Métodos de recobro
ACEITE DESPLAZADO
N D N E R Donde: ND = Petróleo desplazado debido al proceso de inyección. N = Petróleo en sitio al inicio del proceso. FR = Factor de recobro, fracción.
Métodos de recobro
FACTORES AFECTANDO EN LA INYECCIÓN DE AGUA •Saturación de fluidos al inicio del proceso, S o, Sor, Swc y Sg. Sg
S o
So Grano Swc Sor
V Petróleo V Total
S g
V Sor S wc S or V Total
V gas
V Total V Swc V Total
•Volumen poroso a ser inundado, V p.
Grano
V Poroso V T V Grano
Métodos de recobro
FACTORES AFECTANDO EN LA INYECCIÓN DE AGUA • Viscosidad de aceite u o y agua uw. • Permeabilidad efectiva al aceite, k o @ Swir. • Permeabilidad relativa al agua y al aceite, K rw y Kro. • Estratificación
del yacimiento y Patrones de inyección.
•Distribución de presión entre el pozo inyector y productor. •Tasa de inyección. •Factor volumétrico del petróleo. •Límite
económico.
Métodos de recobro
MECANISMOS EN LA INYECCIÓN DE AGUA El recobro máximo de aceite en la combinación de la producción primaria y secundaria ocurre cuando el proceso se inicia en o cerca de la presión de burbuja.
Cuando la inyección de agua comienza, al mismo tiempo del inicio de la producción del yacimiento (cuando la presión del reservorio está en un nivel alto), se refiere con frecuencia a un proyecto de mantenimiento de presión.
Por otro lado, si la inyección de agua comienza en un momento en el cual la presión del yacimiento a declinado a un nivel bajo debido al agotamiento primario, el proceso de inyección es generalmente conocido como un proceso de inundación con agua.
En ambos casos, el agua inyectada desplaza el aceite y es un proceso de desplazamiento dinámico. Métodos de recobro
SATURACI SATURACIÓN ÓN DE ACEITE ACEITE Determinación Determinación de la saturación de aceite al inicio de la inyección. La saturación de aceite promedio durante cualquier instante del periodo de producción primaria puede ser determinado con la siguiente ecuación:
Volumen Acei Aceite te Yto So Volumen Poros Poroso o Yto
1
Donde el volumen de aceite en el yacimiento yacimiento puede ser estimado:
Volumen Aceite AceiteYto N ob N pp Bo
2
N ob
OOIP a la Presión de Burbuja, STB
N pp
Producción de Aceite entre P b y la Presión de Yto, STB
Bo Factor volumétrico volumétrico de Formación a la Presión actual RB/STB. Métodos de recobro
SATURACI SATURACIÓN ÓN DE ACEITE ACEITE El volumen poroso en el yacimiento se calcula a partir de un balance de materia volumétrico. volumétrico.
N ob
V p (1.0 S w c ) Bob
Despejando se obtiene:
V p
N ob Bob
(1.0 S w c )
3
Bob
Factor volumétrico volumétrico del petróleo a la presión de burbuja RB/STB.
S wc
Saturación de agua connata
Métodos de recobro
Se sustituyen las ecuaciones 2 y 3 en la ecuación 1 para obtener:
S o
( N ob N pp ) Bo
N ob Bob 1 S wc
Organizando términos se obtiene:
Npp Bo Bo Np So 1 1 Swc Nob Bo Bob No
Métodos de recobro
EJERCICIO
Un yacimiento es candidato para la inyección de agua. El factor de recobro es 12%. La saturación de agua connata es 36% y Factor Volumétrico de formación (Bo) a Pb es 1.35 RB/STB y 1.05 RB/STB a la presión actual . Determine la Saturación de aceite a Pb y la saturación de aceite a la presión actual.
Métodos de recobro
EJERCICIO A la Pb, no hay gas libre en la zona de aceite
So 1.0 S wc 1.0 0.36 0.64 La saturación de aceite actual se determina: N pp Bo (1.0 S wc ) So 1.0 N ob Bob
1.05 So 1.0 0.12 (1.0 0.36) 1.35 So 0.438 Saturación de gas:
S g 1.0 S wc S o S g 1.0 0.36 0.438
S g 0.202
Métodos de recobro
TIEMPO DE LLENADO El fillup es el momento en el cual el volumen de gas libre es desplazado por el agua inyectada, entonces, la saturación de gas se hace cero, en esta etapa el agua llena el espacio antes ocupado por el gas y aún no ha ocurrido producción por método secundario.
PETRÓLEO AGUA GAS P. INYECTOR P. PRODUCTOR
Métodos de recobro
TIEMPO DE LLENADO La técnica usada para calcular el cutoff de permeabilidad se basa en el método del tiempo fillup.
t f
W if iw
wif 7758 Ah layer * S g iw
0.003541k swir h p
o ln
0.619 0.5 si s p r w d
W if = Agua requerida para alcanzar llenado total de la capa, bbls
iw = Cantidad de agua inyectada en la capa por día. t f
= Tiempo llenado total “fillup”, días
Métodos de recobro
BALANCE DE MATERIA En muchas ocasiones estimar el original oil in place por métodos volumétricos es difícil debido a la complejidad o por datos ineficientes, los registros de pozos, los corazones y los datos de presión de yacimiento. Para los cálculos volumétricos se asume h con k>k cutoff Pero muchas veces no hay completamiento en la zona. El OOIP depende de: • Espaciamiento
entre pozos. • La continuidad de los intervalos. • El completamiento efectivo. George y Stiles proponen : Continuida d : OOIP Balance de Materiales OOIP Volumetric o
Métodos de recobro
CUTOFF DE PERMEABILIDAD BASADO EN TIEMPO DE LLENADO LAYER 1
(ko)swir >cutoff Permeabilidad
LAYER 2
(ko)swir >cutoff Permeabilidad
LAYER 3
(ko)swir
LAYER 4 (ko)swir >cutoff Permeabilidad LAYER 5 (ko)swir >cutoff Permeabilidad
LAYER 6 (ko)swir >cutoff Permeabilidad LAYER 7
(ko)swir
CROSS SECTION VIEW ILLUSTRATING WATERFLOOD PAY AND NON-PAY
Métodos de recobro
CUTOFF DE PERMEABILIDAD BASADO EN TIEMPO DE LLENADO En la figura. la capa 1 y 2 poseen valores de permeabilidad superiores a la permeabilidad del cutoff, La capa 3 posee una valor de permeabilidad inferior. Si consideramos un flujo radial convencional, la capa 3 es tratada como noproductiva, cuando la presión de las capas (1,2) disminuye, produce un flujo cruzado vertical por parte de las capas con menor permeabilidad.
Métodos de recobro
CUTOFF DE PERMEABILIDAD BASADO EN TIEMPO DE LLENADO •
En muchos yacimientos, No es común encontrar zonas con porosidad continua y de gran extensión, por lo tanto los intervalos productores deben:
1. 2. 3. 4. 5.
Tener permeabilidad por encima del cutoff. Ser continuos entre el pozo inyector y el pozo productor. Poseer Saturación de aceite movible. Estar la inyección bien soportada. Los pozos productores deben estar efectivamente completados. Las capas 1,2,3,6 y 7 son continuas, sin embargo las capas 3 y 7 poseen una permeabilidad inferior a la permeabilidad del cutoff, pequeñas cantidades de agua entran en estas dos capas resultando una pequeña o una muy baja producción en dichas capas. Métodos de recobro
EJERCICIO Una inyección de agua para una profundidad de 4000 ft en un patrón de cinco puntos de 40 acres. Las saturaciones de aceite, gas, agua connata es de 60, 15 y 25%, respectivamente. Asuma el factor de daño cero para el pozo inyector y el pozo productor. 1. Para las condiciones de yacimiento listadas a continuación, calcule la permeabilidad mínima (La permeabilidad cutoff) para tener un tiempo de llenado de 15 años. 2. Cuando el pozo es efectivamente estimulado y su factor de daño es -4.0, El cutoff de permeabilidad se ve alterado?
Métodos de recobro
EJERCICIO Datos: µo: Pwi: Pwf : Si: Sp: d: r w: Ф: R. movilidades:
2.0 cp 2600 psi 200 psi 0 0 933 ft (Patron 40 acres) 0.25 ft 12% 1.0
Métodos de recobro
SOLUCIÓN. t f
wif , bbls 365 * iw , bbls / dia
wif
7758 Ah S g
wif
7758 * 40 * h * 0.12 * 0.15
wif
5586 * h, bbls
iw
iw
0.003541k o swir h P wi P
d o ln 0.619 0.5 si s p r w 0.003541k o s h2600 200 wir
2.0ln
0.619 0.50 0 0.25 933
iw 0.588 * k o s * h, bbls / d wir Métodos de recobro
SOLUCIÓN. Finalmente, para t f =15 años:
15
5586 * h 365 * 0.558 * (k o ) S wir * h
(k o ) S wir 1.82md Para un factor de daño de -4.0, tenemos:
La permeabilidad mínima (Permeabilidad cutoff) para obtener fillup en 15 años es:
t f
15
wif
365 * iw 5586 * h 365 * 0.758 * (k o ) swir * h
( k o ) swir 1.35md iw
0.003541k o swir h2600 200
933 0.619 0.5 4.0 0 0.25
2.0ln
iw 0.758 * k o swir * h, bbls / d
Métodos de recobro
