Estudio técnico para la implementación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en la arena Basal Tena al sur del campo Shushuqui
El presente estudio técnico evalúa la implementación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua para el Activo Libertador, en la zona sur de la estructura Shushuqui; estimando el mayor volumen incremental de petróleo posible. Los resultados de petróleo incremental se traducen en...
Zapisane w:
| 1. autor: | |
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| Format: | bachelorThesis |
| Język: | spa |
| Wydane: |
2018
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| Hasła przedmiotowe: | |
| Dostęp online: | http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/16953 |
| Etykiety: |
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Dodaj etykietę | Streszczenie: | El presente estudio técnico evalúa la implementación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua para el Activo Libertador, en la zona sur de la estructura Shushuqui; estimando el mayor volumen incremental de petróleo posible. Los resultados de petróleo incremental se traducen en ingresos económicos en diferentes escenarios de precio por barril. La estimación del volumen de petróleo incremental se realiza siguiendo dos metodologías; la primera, a través del método de Dake Welge para el desplazamiento inmiscible de fluidos basado en la teoría de Buckley Leverett, considerando las propiedades de fluidos y del reservorio para el escenario de explotación actual; mientras que la segunda, desarrolla un modelo de simulación en un software de balance de materiales, donde se genera un modelo de tipo black oil para reflejar el comportamiento de presión del yacimiento a través del análisis de producción e inyección de agua. La metodología de desplazamiento inmiscible estima un factor de recobro incremental de 3,7% en el horizonte de tiempo de estudio, a través del desplazamiento de petróleo en la zona de influencia establecida directamente entre el pozo inyector y los pozos productores, obteniendo un total de 0,95 MMBbls de petróleo incremental. El simulador de balance de materiales permite estimar no solo el volumen de petróleo incremental, sino también el comportamiento de presión de reservorio a lo largo del tiempo de producción, facilitando la búsqueda de la mejor estrategia de desarrollo considerando optimización en los pozos existentes y la posibilidad de incorporar un nuevo pozo productor a la zona, para obtener un factor de recobro incremental de 5,5% en el mejor escenario estudiado, obteniendo 1,27 MMBbls de petróleo incremental; mostrando un proyecto atractivo y rentable económicamente... |
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