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Título : Estudio para la implementación de un proyecto piloto de recuperación secundaría por inyección de agua en la arena U inferior del campo Tapi
Autor : Cóndor Tarco, José Arnulfo
Arias Verdesoto, Guillermo Alejandro
Palabras clave : INYECCIÓN DE AGUA
MÉTODO DE DAKE-WELGE
POZO INYECTOR
CAMPO TAPI
Fecha de publicación : 2018
Editorial : Quito: UCE
Citación : Arias Verdesoto, Guillermo Alejandro (2018). Estudio para la implementación de un proyecto piloto de recuperación secundaría por inyección de agua en la arena U inferior del campo Tapi. Trabajo de titulación previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos. Carrera de Ingeniería de Petróleos. Quito: UCE. 71 p.
Resumen : Este proyecto fue desarrollado para la arenisca U Inferior del campo Tapi, bloque 57 del activo Libertador. Esta arena ha disminuido su presión desde 3592 psi hasta 2438 psi actualmente y el objetivo fue para determinar la factibilidad de implementar un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua. Los cálculos fueron desarrollados aplicando los métodos de Dake-Welge y Craig. En primer lugar fue necesario seleccionar el pozo más apropiado para convertirlo en inyector que resultó ser el TAP-004 debido principalmente a su buena condición mecánica. Posteriormente se realizaron cálculos utilizando la herramienta analítica WaterDrive para los métodos de Dake-Welge, y Craig. La última etapa consistió en realizar un estudio económico bajo diferentes escenarios. Con el método Dake-Welge se modelaron nueve casos para estrato simple y se seleccionó el caso 3, mientras que para el estrato múltiple se modelaron cinco casos y se seleccionó el caso2. Con el método Craig se modelaron dos casos y se seleccionó el caso 1. Este último fue el que mejor resultados produjo: un total acumulado de más de 2 millones de barriles hasta el año 2030, y una tasa interna de retorno en el rango del 38% asumiendo un escenario de 50 $/bbl. Este tipo de estudios, utilizando el software WaterDrive, es uno de los primeros en realizarse en temas de inyección secundaria. Los resultados servirán para que la empresa PetroAmazonas EP pueda decidir la mejor estrategia para incrementar su producción basado en criterios estrictamente técnicos
This project was developed for the oil sandstone lower “U” of Tapi field, Block 57 in the active Libertador . The oil sand has decreased its pressure from 3 592 to 2 438 psi. The objective was to determine the feasibility of implementing a secondary recuperation project by water injection. Calculations were developed applying Dake-Welge and Craig methods. First, it was necessary to select the most appropriate well to turn it into an injector. This was the TAP-004 well, mainly due to its good mechanical condition. After that, calculations were done by using the analytical tool WaterDrive to the Dake-Welge and Craig method. The last stage was make an economic studio under different situations. Using the Dake-Welge method, nine cases were modeled for simple stratum and case 3 was selected while with multiple stratum, five cases were modeled and it was selected the case 2. With the Craig method, it were modeled two cases and it was selected the case 1. This last one was the one that produced the best results: an accumulated total of more than 2 million of barrels until the year 2030 and an internal rate of return in the range of 38% assuming a scenario of 50 USD/barrel. This kind of studies that uses WaterDrive, is one of the firsts in being realized on secondary injection issues. Results will help Petroamazonas EP to decide the best strategy to increase its production based on strictly technical criteria
URI : http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/15274
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