Modelo de simulación matemática para la producción del Campo Pungarayacu-bloque 20

El propósito del presente estudio fue la construcción de un modelo de simulación matemática, estático y dinámico, del campo Pungarayacu; partiendo de la determinación de zonas de carbón a partir de registros sintéticos de densidad creados mediante NNT (Neural Network); para así realizar la reevaluación del petróleo original en sitio, corridas de simulación con la aplicación de las técnicas de inyección continua de vapor y SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), y una evaluación económica a partir de los diferentes escenarios de producción. Con el fin de caracterizar la facie de carbón, la cual no es considerada como reservorio y predomina en la parte noreste del campo, fue necesario la creación de registros sintéticos de densidad con la ayuda de NNT debido a que la mayoría de los registros de densidad de los pozos antiguos están en CPS (Conteos por Segundo) y para otros pozos no existe el registro de densidad. Posteriormente, se desarrolló el modelo estructural que represente la estructura geológica de la formación Hollín. El campo se encuentra compartimentalizado debido a la presencia de fallas generando varios bloques y diferentes CAPs (Contactos Agua Petróleo). Para la construcción del modelo estratigráfico y sedimentológico se utilizó correlaciones estratigráficas y análisis previos de ambientes depositacionales de la arenisca Hollín Superior (influenciado por mareas) y Hollín Inferior (fluvial). Para el modelo petrofísico se pobló las propiedades petrofísicas en base a mapas de probabilidad y variogramas. Con un petróleo de 8.3°API y una viscosidad de 3260000 cp a 60ºF, representativo para todo el campo, se aplicó la técnica SAGD en zonas donde la formación Hollín presenta poca presencia de lutitas y una arenisca continua, permitiendo que se forme la cámara de vapor y drene eficientemente el petróleo. En las zonas donde existe intercalaciones lutíticas se aplicó ICV (Inyección Continua de Vapor), ya que permite barrer lateralmente la zona de petróleo y así aumentar el factor de recobro. El POES (Petróleo Original en Sitio) encontrado fue de 21007 MMSTB; en el modelo dinámico se recuperaron 399.8 MMSTB con una CSOR (Relación Vapor-Petróleo acumulado) promedio de 3.89 para SAGD y 4.76 para ICV, los factores de recobro serían de 1.52% luego de 15 años y 3.15% luego de 32 años. A partir del análisis económico, se obtuvo que para llevar el campo a producción comercial de petróleo se requeriría un Capex de 2015 millones de dólares y un Opex de 1476 millones de dólares para un período de 15 años y 2003 millones de dólares para un período de 32 años. Además, el costo de producción por barril se ubica en 18.15 $/bbl para el período de 15 años y en 10.09 $/bbl en el período de 32 años

• Main Author: Males Saverio, Carlos Alfredo (author)
• Other Authors: Miranda Diaz, Guillermo Javier (author)
• Format: bachelorThesis
• Language: spa
• Published: 2017
• Subjects: PUNGARAYACU; REDES NEURONALES; MODELO ESTÁTICO; MODELO DINÁMICO; MÉTODOS TERMALES; ANÁLISIS ECONÓMICO
• Online Access: http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/13351