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Modelo de simulación matemática para la evaluación de inyección de agua de baja salinidad en la arenisca U Inferior del campo Paka Norte, B15
El propósito del presente estudio es 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 del B15. Además, busca evaluar la rentabilidad que podría generar un proyecto con esta técnica de recuperación mejorada de petróleo. Para el desarrollo de este proyecto se consideró un flujo de trabajo con el objetivo de procesar y validar la información, construir el modelo dinámico, realizar el ajuste histórico de presión y producción, generar varios casos pronóstico y su respectivo estudio económico. 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.
Modelo de simulación matemática para la evaluación de inyección de agua de baja salinidad en la arenisca U Inferior del campo Paka Norte, B15
El propósito del presente estudio es 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 del B15. Además, busca evaluar la rentabilidad que podría generar un proyecto con esta técnica de recuperación mejorada de petróleo. Para el desarrollo de este proyecto se consideró un flujo de trabajo con el objetivo de procesar y validar la información, construir el modelo dinámico, realizar el ajuste histórico de presión y producción, generar varios casos pronóstico y su respectivo estudio económico. 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.
Modelo de simulación matemática para la evaluación de inyección de agua de baja salinidad en la arenisca U Inferior del campo Paka Norte, B15
Sandra Verónica Durán-Yazuma (author) / Diego Gabriel Palacios-Serrano (author)
2019
Article (Journal)
Electronic Resource
Unknown
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Metodología de evaluación técnica en campo para proyectos piloto de inyección de agua
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