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Título : Estudio técnico-económico para la implementación de la metodología WAG en la arena U del campo Tipishca-Huaico
Autor : Palacios Serrano, Diego Gabriel
Chamorro Ramírez, José Daniel
Pérez Salguero, Damián José
Palabras clave : INYECCIÓN WAG
INYECCIÓN DE CO2
SCRENNING
EOR
Fecha de publicación : 2020
Editorial : Quito: UCE
Citación : Chamorro Ramírez, J. y Pérez Salguero, D. (2020). Estudio técnico-económico para la implementación de la metodología WAG en la arena U del campo Tipishca-Huaico. 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. 151 p.
Resumen : El presente proyecto basado en la investigación y aplicación de las nuevas técnicas de recuperación de petróleo residual (Enhanced Oil Recovery) tiene como finalidad predecir mediante un análisis numérico y uso de simuladores, el comportamiento de la inyección WAG al reservorio de la arena U del campo Tipishca Huaico durante un periodo de tiempo de 10 años y considerando varios escenarios de aplicación, mismos que son evaluados en base a criterios técnicos, económicos y de producción. Métodos, procedimientos, proceso: Previo al desarrollo del proyecto, se realiza un screnning, el cual considera los criterios de selección concernientes a datos a nivel de reservorio, mediante este análisis se determina que la mejor opción es la inyección de gas miscible CO2 para un crudo de 26 API, posteriormente se realiza una actualización y validación del modelo estático para de esta manera verificar e identificar porcentajes de error de las propiedades petrofísicas definidas en informes mediante análisis de cores, seguido a esto y con el objetivo de realizar un adecuado ajuste del campo se realiza un análisis y ajuste de validación de los datos PVT y propiedades de roca (SCAL) para continuar a realizar un modelo de fluidos y permeabilidades relativas. Para la construcción del modelo dinámico se considera todos los datos anteriormente validados más los historiales de presiones y producción del campo. Cabe manifestar que se desarrolla modificaciones de permeabilidad relativa del agua e implementación de acuíferos para alcanzar el ajuste histórico de presión y producción. En la etapa de pronósticos de producción se define 6 escenarios, entre ellos se considera perforaciones, apertura de pozos cerrados e inyección de baches de agua y CO2 durante el periodo de vida del proyecto 10 años, conjuntamente con un análisis económico a fin de conocer los indicadores VAN, TIR, B/C, PRI. Resultados, Observaciones, Conclusiones: Se plantea 6 escenarios, los cuales se basan en un estudio técnico económico con el objetivo de determinar el factor de recobro esperado de petróleo incremental involucrando perforaciones, apertura de pozos cerrados, volumen de baches inyectados de agua y gas, tiempo de inyección, todos ellos ligados a un análisis económico y de rentabilidad, dando como resultado tres escenarios optimistas: 1, 3 y 5. Sección de innovación El presente trabajo busca ser un proyecto referente en la tecnología EOR – WAG en el Ecuador y de esta manera ser el punto de partida en la aplicación de esta tecnología en los diversos campos maduros de la Cuenca Oriente y de esta manera incrementar el factor de recobro de petróleo residual utilizando los recursos disponibles.
Objetive This present project based on the investigation and application of the new techniques of recovery of residual oil (Enhanced Oil Recovery) has the purpose of predicting by means of a numerical analysis and use of simulators, the behavior of the WAG injection to the reservoir of the U field sand Tipishca Huaico for a period of 10 years and considering several application scenarios, which will be evaluated based on technical economic and production criteria. Methods, procedures, process: Before to the development of the project, a screening is carried out, which considers the selection criteria concerning data at the reservoir level, through this analysis it is determined that the best option is the injection of miscible CO2 gas for a crude oil of 26 API, later An update and validation of the static model is carried out in order to verify and identify error percentages of the petrophysical properties defined in reports by analysis of cores, followed by this and in order to make an adequate adjustment of the field an analysis is carried out and Validation adjustment of the PVT data and rock properties (SCAL) to continue to perform a model of fluids and relative permeabilities. For the construction of the dynamic model, all the previously validated data are considered plus the histories of pressures and productions of the field. It should be noted that modifications of relative water permeability and implementation of aquifers were developed to achieve historical pressure and production adjustment. In the production forecasting stage, 6 scenarios were defined, including drilling, opening of closed wells and injection of water and CO2 potholes during the 10-year project life, together with an economic analysis in order to know the NPV indicators, IRR, B / C, PRI. Results, Observations, Conclusions: 6 scenarios are presented which are based on an economic technical study with the objective of determining the expected recovery factor of incremental oil involving drilling, opening of closed wells, volume of water and gas injected potholes, injection time, all of them linked an economic and profitability analysis, resulting in three optimistic scenarios: 1, 3 and 5. Innovation Section The present seeks to be a reference project in EOR - WAG technology in Ecuador and thus be the starting point in the application of this technology in the various mature fields of the eastern basin and thus increase the recovery factor of residual oil using available resources.
URI : http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/20791
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