Optimización del factor de recobro en un yacimiento, mediante la simulación de la inyección alternada de agua y gas WAG.

Abstract

Debido a la creciente demanda de energía en el mundo se debe buscar el modo de recuperar la mayor cantidad de hidrocarburos posible de cada reservorio, por esta razón es fundamental aumentar el factor de recobro en los yacimientos. Las técnicas de recuperación mejorada como la inyección alternada de agua y gas WAG han resultado ser efectivas en la recuperación del petróleo remanente que no puede ser producido por métodos primarios ni secundarios. El principal objetivo de este trabajo es desarrollar una simulación de la inyección alternada de agua y gas WAG para la optimización del factor de recobro. Con la finalidad de alcanzar lo propuesto, se recopila información para la caracterización del yacimiento y de los fluidos presentes. En este trabajo de investigación, se estableció un arreglo de cinco pozos normal, ubicado en un yacimiento homogéneo a una profundidad de 6000 pies, con un área de 20 acres y un espesor de 80 pies, que contiene crudo de 25°API. Debido a que el proceso de inyección alternada de agua y gas WAG es un método de recuperación mejorada, se construyó un modelo de producción primaria, seguido de un modelo de producción secundaria, cuyos parámetros operacionales fueron elegidos mediante un análisis de sensibilidades. Después se construyó el modelo de inyección alternada de agua y gas WAG basado en un screening estadístico. En el análisis de resultados, los parámetros evaluados fueron: factor de recobro, corte de agua, presión promedio del yacimiento, tasa de producción de petróleo y saturación de los fluidos en el yacimiento. Finalmente, los resultados de este trabajo indican que el proceso de inyección alternada de agua y gas WAG es técnicamente efectivo, ya que permite recuperar el petróleo entrampado en el medio poroso, mediante el entrampamiento del gas, por lo tanto, se logra optimizar el factor de recobro.