Por favor, use este identificador para citar o enlazar este ítem: http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/18430
Título : Modelo de Simulación Matemática para la evaluación de inyección de agua de baja salinidad en la arenisca U Inferior del Campo Paka Norte, B15
Autor : Palacios Serrano, Diego Gabriel
Durán Yazuma, Sandra Verónica
Palabras clave : AGUA DE BAJA SALINIDAD
RECUPERACION MEJORADA
MODELO DE RESERVORIOS
EVALUACIÓN ECONÓMICA
Fecha de publicación : 2019
Editorial : Quito: UCE
Citación : Durán Yazuma, Sandra Verónica (2019). Modelo de Simulación Matemática para la evaluación de inyección de agua de baja salinidad en la arenisca U Inferior del Campo Paka Norte, B15. Trabajo de titulación, previo a la obtención del Título de Magíster en Ingeniería de Petróleos con Mención en Recuperación Mejorada. Instituto Superior de Investigación y Posgrado. Quito: UCE. 181 p.
Resumen : El propósito del presente estudio fue establecer si la aplicación de la inyección de agua de baja salinidad (LSW) es efectiva para las condiciones de reservorio y de fluido de la arenisca U inferior del Campo Paka Norte. Además, se buscó evaluar la rentabilidad que podría generar un proyecto con esta técnica de recuperación mejorada de petróleo. Inicialmente se desarrolló un proceso de screening para definir si las condiciones del reservorio U inferior eran compatibles con las características requeridas para proyectos de LSW. Posteriormente, se efectuó la validación del modelo estático del campo a fin de definir si las propiedades petrofísicas estimadas eran concordantes con las que indicaban las mediciones de núcleos o con la respuesta de los registros de pozo. Adicionalmente, se ejecutó el análisis y validación de los datos PVT y de las propiedades roca-fluido, para luego desarrollar un modelo de fluidos y de permeabilidades relativas a partir de correlaciones. Asimismo, se desarrolló una evaluación de las propiedades fisicoquímicas del agua de formación para definir el potencial que tendría la técnica de LSW para dichas condiciones. Para la construcción del modelo dinámico se incorporaron todos los datos previamente validados y se adicionó los datos de presión y producción del campo. Se desarrollaron modificaciones de permeabilidad vertical y conectividad de acuífero para alcanzar el ajuste histórico de presión y producción. En la etapa de pronósticos de producción se definió la incorporación de pozos inyectores, con fluido de alta y baja salinidad, para evaluar la producción de petróleo en ambos casos; reapertura de pozos cerrados y perforación de pozos nuevos para un período de análisis de 10 años. Se desarrolló el análisis económico referido a la producción de cada escenario a fin de estimar el valor actual neto (VAN), tasa interna de retorno (TIR) y el período de recuperación de la inversión (PRI). Se estimó un valor de Petróleo Original en Sitio de 79 millones de barriles. La producción del caso base señala que el campo produciría 7,49 millones de barriles de petróleo hasta el año 2028 con un factor de recobro de 10,56%. Los escenarios de producción señalaron que, en el mejor de los casos, se podría duplicar la producción acumulada y alcanzar un factor de recobro cercano al 20%. Los casos de baja salinidad en general mostraron factores de recobro adicionales de entre 0,5 a 0,6% con respecto a los mismos casos, pero de alta salinidad. El análisis económico determinó que, en todos los escenarios analizados, la inyección de agua de baja salinidad presentaba mayores VAN y TIR, con menores PRI.
The purpose of the present study was to establish if the application of the low salinity water injection (LSW) is effective for the reservoir and fluid conditions of the lower U sandstone in the Paka Norte oilfield. In addition, it was looked for evaluating the profitability that oilfield could generate with this enhanced oil recovery technique. Initially, a screening process was developed to define if the conditions of the lower U sandstone were compatible with the characteristics required for LSW projects. Subsequently, the static model of the oilfield was analyzed in order to define if the estimated petrophysical properties were concordant with those that indicated the core measurements or with the response of the well logs. Additionally, PVT data and rock-fluid properties were examined in order to develop a fluids model and relative permeabilities model. Likewise, physicochemical properties of the formation water were analyzed to define LSW technique effectivity. All previously validated data were incorporated for the construction of the dynamic model, and the field pressure and production data were added. Vertical permeability and aquifer connectivity were changed to reach history matching of pressure data and fluids production data. Some injection wells were added in the production forecast stage. These wells had a case with high salinity fluid and other case with low salinity fluid in order to evaluate oil production in both cases. Furthermore, some closed wells were reopening, and new wells were drilling. The economic analysis was developed in order to estimate net present value (NPV), internal rate of return (IRR) and investment recuperation period (PRI) for 10 years. Reservoir model shows that Original Oil in Place was 79 million barrels. The base case pointed out that the oilfield would produce 7.49 million stock tank barrels of oil until 2028 with a recovery factor of 10.56%. Production scenarios indicated that accumulated production could be doubled and a recovery factor of around 20% could be reached. Low salinity cases showed additional recovery factors of 0.5 to 0.6% contrasted with high salinity cases. The economic analysis determined that low salinity water injection had higher NPV and IRR than high salinity water injection.
URI : http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/18430
ISSN : BIBLIOTECA GENERAL - FIGEMPA
Aparece en las colecciones: Titulación - Posgrado Figempa

Ficheros en este ítem:
Fichero Descripción Tamaño Formato  
T-UCE-0012-FIG-001 - P.pdfTRABAJO DE TITULACIÓN A TEXTO COMPLETO7.12 MBAdobe PDFVisualizar/Abrir


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