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Título : Estimación del incremento del factor de recobro por inyección de agua de baja salinidad, aplicando simulación matemática, del reservorio “U” de un campo del oriente ecuatoriano
Autor : Huerta Quiñones, Alexei Víctor
Chávez Ormaza, Wladimir Patricio
Ganán Aillón, José Andrés
Palabras clave : INYECCIÓN DE AGUA
BAJA SALINIDAD
FACTOR DE RECUPERACIÓN
ANÁLISIS DE OPORTUNIDADES
Fecha de publicación : 2019
Editorial : Quito: UCE
Citación : Chávez Ormaza, W. y Ganán Aillón, J. (2019). Estimación del incremento del factor de recobro por inyección de agua de baja salinidad, aplicando simulación matemática, del reservorio “U” de un campo del oriente ecuatoriano. 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. 132 p.
Resumen : Este estudio presenta los resultados del incremento del factor de recuperación mediante la simulación numérica para la inundación con agua de baja salinidad en el reservorio U del campo petrolífero ubicado en la Región Amazónica del Ecuador. Las herramientas que utilizamos fueron Petrel y Eclipse para modelos estáticos y dinámicos, respectivamente. Métodos, procedimientos, proceso: La metodología utilizada se basó en tres etapas. El primero cubre el control de calidad de los datos para el modelo geológico (estático). La segunda etapa interpreta los registros disponibles para construir una cuadrícula geoestadística y calcular el petróleo original en su lugar (OOIP). La última etapa se enfoca en el emparejamiento de la historia para la producción y la presión, y selecciona los pozos para inyectar el agua de baja salinidad bajo cinco escenarios. Resultados, Observaciones, Conclusiones: Nuestro modelo estático actualiza los valores para OOIP. En 2016, Petroamazonas calculó el OOIP para los reservorios Um y Ui en 24.14 y 118.76 millones de barriles respectivamente, mientras que nuestro modelo dio valores de 63.28 y 105.5 millones de barriles respectivamente. Por otro lado, nuestro modelo dinámico identificó el pozo WA- 016 como el más conveniente para convertirlo en un pozo de inyección basado en la eficiencia de barrido. Además, este modelo dinámico estima un incremento del factor de recuperación en 16.5 por ciento hasta el año 2030. Sección de Innovación: Nuestro estudio identifica oportunidades alternativas en el manejo de campos petroleros maduros con alta producción de agua utilizando los recursos disponibles, como la conversión de pozos cerrados / abandonados en pozos de inyección. Nuestros modelos también presentan una perspectiva tecnológica diferente en Ecuador, ya que utilizamos la inundación por agua de baja salinidad como alternativa a la inundación por agua convencional con considerables beneficios.
This study presents the results of the increment of the recovery factor using numerical simulation for low salinity waterflooding in the reservoir U of the oilfield located in the Ecuadorian Amazon Region. The tools we used were Petrel and Eclipse for static and dynamic models respectively. Methods, Procedures, Process: The methodology used was based in three stages. The first covers the quality control of data for geological (static) model. The second stage interpret the available logs in order to build a geostatistical grid and calculate the original oil in place (OOIP). The last stage focuses in history match for production and pressure and selects wells for injecting low salinity waterflooding under five scenarios. Results, Observation, Conclusion: Our static model updated values for OOIP. In 2016, Petroamazonas calculated OOIP for reservoirs Middle U and Lower U as 24.14 and 118.76 million barrels respectively, while our model gave values of 63.28 and 105.5 million barrels respectively. On the other hand, our dynamic model identified well WA-016 as the most convenient to convert into injection well based on swept efficiency. Also, this dynamic model estimates an increment of the recovery factor in 16.5 per cent until year 2030. Innovation Section: Our study identifies alternative opportunities in managing mature oilfields with high water production using available resources such as converting closed/abandoned wells into injection wells. Our models also present a different technological perspective in Ecuador since we use low salinity waterflooding as alternative to conventional waterflooding with considerable benefits.
URI : http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/19594
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