Estudio de simulación matemática para la inyección de agua en el Campo Coca-Payamino Arenisca U.
Actualmente la energía natural de la arenisca U del campo Coca-Payamino es insuficiente para desplazar el hidrocarburo hasta la superficie y prolongar la vida productiva del reservorio, debido a la disminución significativa de la presión a causa de poseer un mecanismo de producción de expansión roca...
Bewaard in:
| Hoofdauteur: | |
|---|---|
| Andere auteurs: | |
| Formaat: | bachelorThesis |
| Taal: | spa |
| Gepubliceerd in: |
2017
|
| Onderwerpen: | |
| Online toegang: | http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/13221 |
| Tags: |
Voeg label toe
Geen labels, Wees de eerste die dit record labelt!
|
Voeg label toe | Samenvatting: | Actualmente la energía natural de la arenisca U del campo Coca-Payamino es insuficiente para desplazar el hidrocarburo hasta la superficie y prolongar la vida productiva del reservorio, debido a la disminución significativa de la presión a causa de poseer un mecanismo de producción de expansión roca-fluido caracterizado por la declinación rápida de la presión, la inexistencia de acuífero activo y sobretodo por los años de producción. Estos inconvenientes, forzaron la implementación de métodos de recuperación secundaria, en este caso inyección de agua por la disponibilidad del recurso y su factibilidad económica. No obstante, la inyección actual no es suficiente para mantener la presión del reservorio. En este estudio se realizó el control de calidad del modelo estático del campo, revisando el poblamiento de las facies, propiedades petrofísicas y características estructurales como punto de validación para elaborar el modelo dinámico, que permitió seleccionar las mejores zonas, arreglos óptimos, tasas de inyección eficientes, cambio de pozos productores a inyectores y la reapertura de pozos productores. Este proceso se desarrolló a través de un estudio de estrategias de predicción a 20 años en el futuro; de esta manera se analizó el comportamiento del reservorio con base en la situación actual y se comparó con los escenarios propuestos. En el caso de mantener las condiciones actuales en la producción de hidrocarburos del reservorio, al año 2037 solo se podría recuperar el 27,5% de petróleo. Sin embargo, de implementarse el mejor arreglo propuesto en el trabajo será posible alcanzar una recuperación del 32,3%. |
|---|