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    <subfield code="a">Dise&#xF1;o conceptual de una prueba piloto de inyecci&#xF3;n c&#xED;clica de gas natural</subfield>
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    <subfield code="a">El objetivo de este estudio es analizar la factibilidad de aplicar la tecnolog&#xED;a de inyecci&#xF3;n c&#xED;clica de gas natural en pozos productores de petr&#xF3;leo y realizar el dise&#xF1;o conceptual de la prueba piloto. En la primera fase se establecieron los criterios de selecci&#xF3;n de los yacimientos id&#xF3;neos a la aplicaci&#xF3;n de la tecnolog&#xED;a, basado sobre una revisi&#xF3;n bibliogr&#xE1;fica. Posteriormente fue seleccionado un yacimiento de un universo de 64, de la Cuenca Oriental de Venezuela. La segunda fase del estudio consisti&#xF3; en la simulaci&#xF3;n num&#xE9;rica en un pozo perteneciente al yacimiento seleccionado. Este fue representado a trav&#xE9;s de un modelo radial, el cual es el m&#xE1;s &#xFA;til para investigar procesos en las cercan&#xED;as del pozo, determin&#xE1;ndose el efecto de la tasa de inyecci&#xF3;n de gas, el tiempo de inyecci&#xF3;n y tiempo de cierre. Los criterios de selecci&#xF3;n definidos fueron: crudo mediano o liviano, arena con mojabilidad intermedia y/o mezclada y de poco espesor (&lt;40 pie); de baja relaci&#xF3;n gas-petr&#xF3;leo (RGP&lt; 10 MPCN/BN), que muestre que no ha ocurrido conificaci&#xF3;n de gas, altos cortes de agua (&gt;50%) y presi&#xF3;n de yacimiento menor a la presi&#xF3;n de inyecci&#xF3;n disponible. Las simulaciones num&#xE9;ricas demostraron que es posible recuperar petr&#xF3;leo adicional de manera satisfactoria y reducir el corte de agua. Las sensibilidades efectuadas demostraron que las condiciones &#xF3;ptimas para la aplicaci&#xF3;n en el pozo seleccionado, son inyectar a una tasa de 4 MMPCN/D durante 30 d&#xED;as, manteniendo el pozo cerrado por 7 d&#xED;as. Bajo estas condiciones se incrementa la tasa de petr&#xF3;leo hasta en 30 % y disminuye 50% la producci&#xF3;n agua.</subfield>
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