Análisis de prefactibilidad para conversión de pozos productores con bajo aporte y alto corte de agua a candidatos para proyecto piloto de recuperación secundaria de la formación U superior en el campo – Atacapi, correspondiente al activo Libertador bloque-57 - Valverde Torres, Juan Carlos (2018)
El objetivo de este trabajo fué presentar un estudio de prefactibilidad aplicando la tecnología de recuperacion secundaria por inyección de agua en el campo Atacapi a la formación “U superior”. La selección de los pozos se la realizó mediante el estudio de historiales de producción para lo cual se determinó pozos con alto corte de agua y bajo aporte de petróleo que son las condiciones ideales para la selección de pozos y las propiedades petrofísicas tomadas de los registros eléctricos tanto en la perforación como en la completación de pozos con lo cual se obtuvo valores de porosidad y permeabilidad favorables para el estudio, con esta información se realizó correlaciones estratigráficas con pozos vecinos para determinar que exista continuidad de yacimientos lo cual fue corroborado con el software Petrel proporcionado por la empresa Schlumberger. Como resultado se eligió al pozo Atacapi-12D como el pozo más idóneo para el proyecto de recuperación secundaria, los pozos productores fueron seleccionados por la proximidad y la continuidad del yacimiento “U superior” con el pozo inyector, el área de modelo se lo calculó mediante geometría básica con ayuda de coordenada UTM y distancia entre pozos, mediante la metodología de Buckley-Leverett en la cual se considera un pozo inyector y cuatro pozos productores, éste método permitió graficar las curvas necesarias para determinar el comportamiento de flujo de fluidos dentro de un medio poroso, mediante los métodos Dykstra y Parsons se determinó la relación de movilidades para obtener la mejor ficiencia de barrido. El factor de recobro se lo obtuvo mediante el método volumétrico utilizando las condiciones actuales del reservorio y la tasa de inyección se le determinó con la presión de fractura de la formación y facilidades de superficie disponibles para la inyección. Se determinó que en la etapa inicial de 1 año y 6 meses se recuperará 674571.792 barriles de petróleo con un factor de recobro del 42.14 % que representa un 10.94% más al considerado antes de implementar la recuperación secundaria. En la siguiente etapa, subordinada se inyectaría agua por un periodo de 3 años y 2 meses recuperándose 136349.618 barriles de petróleo y con un factor de recobro del 8.52 %, por lo que la aplicación es considerada rentable.