Análisis del comportamiento de la producción en conjunto de los reservorios Napo U y Hollín, contrastadas por su diferencia de presión de reservorio, mediante la aplicación de Sistemas Hidroselectivos en un pozo de la Cuenca Oriente del Ecuador.
tablas, gráficos, ilustraciones.
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2024
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Las dificultades en la producción conjunta surgen de las diferencias de presión entre las arenas, lo que puede provocar flujo cruzado y consecuentemente pérdidas de producción, debido al comportamiento de los mecanismos de empuje presentes en las arenas. El estudio evalúo la eficiencia operativa del HSS, que permite una producción simultánea o independiente de las zonas productivas, optimizando la extracción de hidrocarburos. Este sistema reduce costos operativos, inversión y tiempo de instalación, y a su vez, aumenta la rentabilidad, confiabilidad y disponibilidad. Mediante un análisis teórico se describió el principio de funcionamiento del HSS. Se comparó con tecnologías tradicionales y se realizaron sensibilidades de producción con Prosper y CrossflowD, definiendo IPRs para los reservorios Ui y Hs; finalmente, se simuló la producción conjunta para definir el comportamiento del HSS, con un aporte de energía adicional evidenciado en alrededor de 250 psi, dando como resultado un aporte del reservorio Ui y evitando flujo cruzado de Hs. Económicamente, el HSS es más rentable que una completación Dual, con una diferencia de dos a uno bajo condiciones similares de producción y tiempo. Presentó una TIR del 22%, un VAN de $976.752 y un periodo de recuperación de la inversión de aproximadamente 5 meses, lo que define su viabilidad económica para el pozo en estudio. Para su implementación, se ha definido un procedimiento que considera la información petrofísica, comportamiento de producción, generación y comparación de IPRs, definición de IPR conjunta con implementación de HSS y análisis económico.The technical study focuses on the analysis and definition of the feasibility and behavior of the joint production of the Lower Napo U and Upper Hollin reservoirs for a well in the Eastern Ecuador Basin; comparing the application of Hydroselective Systems vs. Dual completions, considering similar scenarios and using their petrophysical, productive and economic characteristics. Difficulties in joint production arise from pressure differences between the sands, which can cause cross-flow and consequent production losses due to the behavior of the thrust mechanisms present in the sands. The study evaluated the operational efficiency of the HSS, which allows simultaneous or independent production of the productive zones, optimizing hydrocarbon extraction. This system reduces operating costs, investment and installation time, and in turn, increases profitability, reliability and availability. The HSS operating principle was described through a theoretical analysis. It was compared with traditional technologies and production sensitivities were performed with Prosper and CrossflowD, defining IPR's for the Ui and Hs reservoirs; finally, the joint production was simulated to define the HSS behavior, with an additional energy input evidenced in about 250 psi, resulting in a contribution from the Ui reservoir and avoiding crossflow of Hs. Economically, the HSS is more profitable than a Dual completion, with a difference of two to one under similar production and time conditions. It presented an IRR of 22%, an NPV of $976,752 and a payback period of approximately 5 months, which defines its economic viability for the well under study. For its implementation, a procedure has been defined that considers petrophysical information, production behavior, generation and comparison of IPRs, definition of joint IPR with HSS implementation and economic analysis.PregradoIngeniero(a) en PetróleosUniversidad Central del EcuadorFacultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y AmbientalQuitoIngeniería en PetróleosMantilla Rivadeneira, Atahualpa Wladimir2024-12-18T19:53:11Z2024-12-18T19:53:11Z2024Trabajo de grado - Pregradohttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1fhttp://purl.org/coar/version/c_ab4af688f83e57aaTextinfo:eu-repo/semantics/bachelorThesisinfo:eu-repo/semantics/acceptedVersion168 páginas.application/pdfapplication/pdfapplication/pdfapplication/octet-streamapplication/octet-streamGarcía Jácome, K y López Males, A. (2024). Análisis del comportamiento de la producción en conjunto de los reservorios Napo U y Hollín, contrastadas por su diferencia de presión de reservorio, mediante la aplicación de Sistemas Hidroselectivos en un pozo de la Cuenca Oriente del Ecuador. Universidad Central del Ecuador. Disponible en: https://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/35678https://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/35678spaAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)info:eu-repo/semantics/openAccessreponame:Repositorio de la Universidad Central del Ecuadorinstname:Universidad Central del Ecuadorinstacron:UCE2024-12-19T08:01:47Zoai:dspace.uce.edu.ec:25000/35678Institucionalhttp://www.dspace.uce.edu.ec/Universidad públicahttps://www.uce.edu.ec/http://www.dspace.uce.edu.ec/oai.Ecuador...opendoar:24872024-12-19T08:01:47Repositorio de la Universidad Central del Ecuador - Universidad Central del Ecuadorfalse |
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