Análisis técnico de la recuperación secundaria en reservorios de crudo pesado (Basal Tena) del campo Atacapi
- Authors
- Mora Lebreton, Katherine Nicole
- Format
- BachelorThesis
- Status
- publishedVersion
- Description
El presente trabajo se desarrolló con el objetivo de analizar el impacto que ha tenido la producción de la arenisca Basal Tena en la zona norte del campo Atacapi debido a la implementación del proyecto de inyección de agua con fines de recuperación secundaria (marzo del 2015), conformado por un pozo inyector y un productor. Con la ayuda del software “MBAL” de Petroleum Experts, se realizó el balance de materiales y se representó las líneas de flujo con diferentes casos de inyección y producción. Además, se comprobó la conexión del reservorio Basal Tena entre los pozos Atacapi-29 y Atacapi-26D mediante análisis de presiones, corte de agua y salinidades. Se desarrolló un caso base, representando la realidad del reservorio, y a partir de este, tres casos adicionales donde se consideran escenarios de pérdida de inyección, adición de un pozo inyector y un pozo productor, y adición de un pozo inyector y dos pozos productores al arreglo existente. Se eligió como la mejor alternativa para el incremento de la producción el caso en el que se obtiene un mayor factor de recobro y por ende un mayor acumulado de petróleo, comprobando así que la inyección de agua es efectiva para este reservorio.
The present work was developed with the objective of analyzing the impact that the production has had on the Basal Tena sandstone formation in the northern Atacapi field due to the waterflooding project implemented for secondary recovery (March 2015), formed by an injector well and a producing well. With Petroleum Experts’ software, MBAL, the material balance was made, and streamlines were represented with different injection and production cases. In addition to that, the continuity of Basal Tena between Atacapi-26D and Atacapi-29 was proved through with pressure, water cut and salinity analysis. A base case was developed representing the reality of the reservoir, and from this, tree additional cases where was considered loss of injection, addition of an injector and producing wells, and addition of an injector well and two producing wells to the current model. The best alternative for production increase was the one with greater recovery factor and consequently a greater cumulative oil, proving the effectivity of water injection in this reservoir.
Valencia Tapia, Raúl Armando, director
- Publication Year
- 2019
- Language
- spa
- Topic
- PETRÓLEO
YACIMIENTOS PETROLEROS
PRODUCCIÓN
- Repository
- Repositorio Escuela Politécnica Nacional
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- http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/20536
- Rights
- openAccess
- License