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Title: Simulación del campo Yuca en la arena T con implementación de recuperación secundaria
Authors: Jumbo Silva, Juan Carlos
Keywords: PETROFISICA
GEOESTADISTICA
PETROLEO
Issue Date: 12-Apr-2018
Publisher: Quito, 2018.
Citation: Jumbo Silva, J. C. (2018). Simulación del campo Yuca en la arena T con implementación de recuperación secundaria. 93 hojas. Quito : EPN.
Abstract: Secondary recovery, mainly water injection, is a common activity carried out by oil companies to improve hydrocarbon recovery in mature fields. In Ecuador, Yuca oilfield -located in Francisco de Orellana- has not had any type of secondary recovery despite being one of the oldest fields to date that remains active, and which has caused a decline in production. The present work executes the update of the dynamic model of the Yuca field in its lower T unit to later perform the secondary recovery forecasting and analysis. The data of the wells was updated until July, 2017, and used to build the new dynamic model. Using this new model, the following activities were performed, the history match of the model, the base case forecasting to 20 years in the future and, three water injection scenarios were analyzed and one was chosen as the best case scenario based on the accumulated increase in oil production/ formation wearing/and injection volumes.
Description: La aplicación de técnicas recuperación secundaria, en particular inyección de agua, es una actividad común que realizan las empresas petroleras en los campos maduros que empiezan a sufrir de una baja producción de hidrocarburo debido a sus largos años de actividad. En el Ecuador, el campo Yuca ubicado en la provincia de Francisco de Orellana, pese a ser uno de los más antiguos en el país, nunca ha sido sometido a un trabajo de recuperación secundaria por lo que su producción ha ido disminuyendo en la última década. El presente trabajo ejecuta la actualización del modelo dinámico del campo Yuca en su unidad T inferior para posteriormente realizar la predicción y análisis de recuperación secundaria. La información de los pozos se actualizó hasta julio del año 2017, y haciendo uso de esta se construyó el nuevo modelo dinámico con el cual se realizó el ajuste a historia del modelo, la predicción del caso base a 20 años en el futuro y así mismo analizaron tres escenarios de inyección de agua y se escogió al mejor en base al aumento del acumulado de petróleo y otros factores como el desgaste de la formación y volúmenes de inyección.
URI: http://bibdigital.epn.edu.ec/handle/15000/19345
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