Por favor, use este identificador para citar o enlazar este ítem: http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/13351
Título : Modelo de simulación matemática para la producción del Campo Pungarayacu-bloque 20
Autor : Palacios Serrano, Diego Gabriel
Males Saverio, Carlos Alfredo
Miranda Diaz, Guillermo Javier
Palabras clave : PUNGARAYACU
REDES NEURONALES
MODELO ESTÁTICO
MODELO DINÁMICO
MÉTODOS TERMALES
ANÁLISIS ECONÓMICO
Fecha de publicación : 2017
Editorial : Quito: UCE
Citación : Miranda Díaz, Guillermo Javier y Males Saverio, Carlos Alfredo (2017). Modelo de simulación matemática para la producción del Campo Pungarayacu-bloque 20. Estudio técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos. Carrera de Ingeniería de Petróleos. Quito: UCE. 222 p.
Resumen : El propósito del presente estudio fue la construcción de un modelo de simulación matemática, estático y dinámico, del campo Pungarayacu; partiendo de la determinación de zonas de carbón a partir de registros sintéticos de densidad creados mediante NNT (Neural Network); para así realizar la reevaluación del petróleo original en sitio, corridas de simulación con la aplicación de las técnicas de inyección continua de vapor y SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage), y una evaluación económica a partir de los diferentes escenarios de producción. Con el fin de caracterizar la facie de carbón, la cual no es considerada como reservorio y predomina en la parte noreste del campo, fue necesario la creación de registros sintéticos de densidad con la ayuda de NNT debido a que la mayoría de los registros de densidad de los pozos antiguos están en CPS (Conteos por Segundo) y para otros pozos no existe el registro de densidad. Posteriormente, se desarrolló el modelo estructural que represente la estructura geológica de la formación Hollín. El campo se encuentra compartimentalizado debido a la presencia de fallas generando varios bloques y diferentes CAPs (Contactos Agua Petróleo). Para la construcción del modelo estratigráfico y sedimentológico se utilizó correlaciones estratigráficas y análisis previos de ambientes depositacionales de la arenisca Hollín Superior (influenciado por mareas) y Hollín Inferior (fluvial). Para el modelo petrofísico se pobló las propiedades petrofísicas en base a mapas de probabilidad y variogramas. Con un petróleo de 8.3°API y una viscosidad de 3260000 cp a 60ºF, representativo para todo el campo, se aplicó la técnica SAGD en zonas donde la formación Hollín presenta poca presencia de lutitas y una arenisca continua, permitiendo que se forme la cámara de vapor y drene eficientemente el petróleo. En las zonas donde existe intercalaciones lutíticas se aplicó ICV (Inyección Continua de Vapor), ya que permite barrer lateralmente la zona de petróleo y así aumentar el factor de recobro. El POES (Petróleo Original en Sitio) encontrado fue de 21007 MMSTB; en el modelo dinámico se recuperaron 399.8 MMSTB con una CSOR (Relación Vapor-Petróleo acumulado) promedio de 3.89 para SAGD y 4.76 para ICV, los factores de recobro serían de 1.52% luego de 15 años y 3.15% luego de 32 años. A partir del análisis económico, se obtuvo que para llevar el campo a producción comercial de petróleo se requeriría un Capex de 2015 millones de dólares y un Opex de 1476 millones de dólares para un período de 15 años y 2003 millones de dólares para un período de 32 años. Además, el costo de producción por barril se ubica en 18.15 $/bbl para el período de 15 años y en 10.09 $/bbl en el período de 32 años
The purpose of the present study was the construction of a mathematical simulation model, static and dynamic, of the Pungarayacu field. First, it was determinated coal zones from synthetic density logs created by NNT (Neural Network); in addition, to carry on the re-evaluation of the original oil in place, forecast simulation runs were performed with the application of steam flooding and SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) techniques, and economic evaluation based on different production scenarios. In order to characterize the coal facies which is non-reservoir facies and prominent in the north-east of the field, it was necessary the creation of synthetic density logs with the help of NNT due to most of the density logs of old wells are in CPS (Counts Per Seconds) and for other wells, density logs were non-existent. Later, a structural model was developed that represented the geological structure of the Hollin formation. Field is compartmentalized due to the presence of faults that generate several blocks with different WOCs (Water Oil Contacts). For building stratigraphic and sedimentological model, it was used stratigraphic correlations and previous depositional environments analysis of Upper Hollin sandstone (influenced by tides) and Lower Hollín sandstone (fluvial). For the petrophysical model the petrophysical properties distribution were based on probability maps and variograms. With an oil of 8.3°API and viscosity of 3260000 cp at 60ºF, representative for the whole field, the SAGD technique was applied in areas where the Hollin formation presents a low presence of shale and sandstone continuity; this allowed to develop a steam chamber for efficient oil drainage. In areas with shale intercalations, steam flooding was applied, because it allows lateral sweeping of the oil zone and improve the recovery factor. The OOIP (Original Oil in Place) found was 21007 MMSTB; in the dynamic model were recovered 399.8 MMSTB with an average CSOR (Cumulative Steam Oil Ratio) of 3.89 for SAGD and 4.76 for steam flooding. The recovery factors would be 1.52% after 15 years and 3.15% after 32 years. From the economic analysis, to put the field on commercial oil production would require Capex of 2015 million dollars and Opex of 1476 million dollars for a period of 15 years and 2003 million dollars for a period of 32 years. In addition, the production cost per barrel is 18.15 $/bbl for the 15-year period and 10.09 $/bbl for the 32-year period.
URI : http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/13351
Aparece en las colecciones: Titulación - Ingeniería en Petróleos

Ficheros en este ítem:
Fichero Descripción Tamaño Formato  
T-UCE-0012-72-2017.pdfTRABAJO DE TITULACIÓN A TEXTO COMPLETO11.15 MBAdobe PDFVisualizar/Abrir


Los ítems de DSpace están protegidos por copyright, con todos los derechos reservados, a menos que se indique lo contrario.