Por favor, use este identificador para citar o enlazar este ítem: http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/16953
Título : Estudio técnico para la implementación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en la arena Basal Tena al sur del campo Shushuqui
Autor : Cóndor Tarco, José Arnulfo
Pillajo Sambache, Carlos Andrés
Palabras clave : RECUPERACIÓN SECUNDARIA
INYECCIÓN DE AGUA
RESERVORIO ESTRATIGRÁFICO
PETRÓLEO INCREMENTAL
Fecha de publicación : 2018
Editorial : Quito: UCE
Citación : Pillajo Sambache, Carlos Andrés (2018). Estudio técnico para la implementación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua en la arena Basal Tena al sur del campo Shushuqui. Trabajo de titulación previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos. Carrera de Ingeniería de Petróleos. Quito: UCE. 151 p.
Resumen : El presente estudio técnico evalúa la implementación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de agua para el Activo Libertador, en la zona sur de la estructura Shushuqui; estimando el mayor volumen incremental de petróleo posible. Los resultados de petróleo incremental se traducen en ingresos económicos en diferentes escenarios de precio por barril. La estimación del volumen de petróleo incremental se realiza siguiendo dos metodologías; la primera, a través del método de Dake Welge para el desplazamiento inmiscible de fluidos basado en la teoría de Buckley Leverett, considerando las propiedades de fluidos y del reservorio para el escenario de explotación actual; mientras que la segunda, desarrolla un modelo de simulación en un software de balance de materiales, donde se genera un modelo de tipo black oil para reflejar el comportamiento de presión del yacimiento a través del análisis de producción e inyección de agua. La metodología de desplazamiento inmiscible estima un factor de recobro incremental de 3,7% en el horizonte de tiempo de estudio, a través del desplazamiento de petróleo en la zona de influencia establecida directamente entre el pozo inyector y los pozos productores, obteniendo un total de 0,95 MMBbls de petróleo incremental. El simulador de balance de materiales permite estimar no solo el volumen de petróleo incremental, sino también el comportamiento de presión de reservorio a lo largo del tiempo de producción, facilitando la búsqueda de la mejor estrategia de desarrollo considerando optimización en los pozos existentes y la posibilidad de incorporar un nuevo pozo productor a la zona, para obtener un factor de recobro incremental de 5,5% en el mejor escenario estudiado, obteniendo 1,27 MMBbls de petróleo incremental; mostrando un proyecto atractivo y rentable económicamente...
The present technical study evaluates the implementation of a secondary recovery project by water injection for Libertador Asset, in the south zone of the structure Shushuqui; estimating the highest incremental volume of oil possible. The incremental oil results are translated into economic income in different price per barrel scenarios. The volume of incremental oil is estimated following two methodologies: the first, through the method of Dake Welge for the immiscible displacement of fluids based in the theory of Buckley & Leverett, considering the fluid and reservoir properties for the current exploitation scenario; meanwhile the second develops a simulation model in a material balance software, where a black oil model is defined to reflect the reservoir pressure behavior through the analysis of production and water injection. The immiscible displacement methodology estimates an incremental recovery factor of 3.7% in the study time horizon, through the displacement of oil in the zone of influence established directly between the injector well and the producing wells, obtaining a total of 0,95 MMBbls of incremental oil. The material balance simulator allows estimating not only the volume of incremental oil, but also the reservoir pressure behavior throughout the production time, facilitating the search for the best development strategy considering optimization in the existing wells and the possibility to incorporate a new producer well into the area, to obtain an incremental recovery factor of 5.5% in the best scenario studied, obtaining 1,27 MMBbls of incremental oil; showing an attractive and economically profitable project...
URI : http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/16953
Aparece en las colecciones: Titulación - Ingeniería en Petróleos

Ficheros en este ítem:
Fichero Descripción Tamaño Formato  
T-UCE-0012-FIG-050.pdfTRABAJO DE TITULACIÓN A TEXTO COMPLETO23.02 MBAdobe PDFVisualizar/Abrir


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