Evaluación de los resultados obtenidos del modelo predictivo basado en el método de Dake-Welge de los pozos Auca-179 y Auca-176d influenciados por la inyección de agua
La operadora Petroamazonas E.P. conjuntamente con el consorcio Shaya Ecuador S.A. implementan proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de agua en el Bloque 61, el presente trabajo se desarrolló en el Campo Auca; en los pozos productores Auca-179, Auca-176D, el pozo inyector Auca-178 y...
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| 主要作者: | |
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| 格式: | bachelorThesis |
| 語言: | spa |
| 出版: |
2020
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| 主題: | |
| 在線閱讀: | http://repositorio.ute.edu.ec/handle/123456789/23998 |
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添加標簽 | 總結: | La operadora Petroamazonas E.P. conjuntamente con el consorcio Shaya Ecuador S.A. implementan proyectos de recuperación secundaria mediante inyección de agua en el Bloque 61, el presente trabajo se desarrolló en el Campo Auca; en los pozos productores Auca-179, Auca-176D, el pozo inyector Auca-178 y la Arenisca productora U Inferior, por lo que fue necesario un modelo predictivo que simule los resultados del barrido de agua para recuperación de petróleo. Previo a la aplicación de los procesos de inyección de agua la operadora realizó una simulación a fin de demostrar que el proyecto puede ser positivo para la recuperación de crudo. Para que la ARCH pueda verificar la viabilidad del proyecto, no solo en resultados sino en proyecciones a futuro, se desarrolló un modelo predictivo basado en el método de Dake-Welge que verifica los resultados obtenidos y establece un escenario del comportamiento de la producción a futuro. Para el desarrollo del modelo se emplearon los datos petrofísicos de la Arenisca U Inferior del Campo Auca obteniendo información de producción para: el pozo Auca-176 cuyo barrido alcanzó su punto de ruptura a los 225 días de haber empezado el proceso de inyección, incrementando la producción de 183 bppd a 308 bppd con una eficiencia de desplazamiento del 11,27 %, recuperando 66 009 barriles de petróleo y para el pozo Auca-179 su barrido llega al punto de ruptura a los 296 días con un incremental de producción de 249 bppd a 335 bppd con 17,19 % de eficiencia de desplazamiento, recuperando 97 332 barriles de petróleo hasta la ruptura. Al evaluar el incremental de producción se verifica que el proyecto de inyección de agua en la Arenisca U Inferior es efectivo para el campo, para mejorar la eficiencia de desplazamiento es necesario la inyección de químicos o métodos de recuperación terciaria. |
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