Estudio de pre factibilidad técnica y económica para incrementar el factor de recobro mediante simulación numérica para la inyección de agua en el campo Paka-Sur del yacimiento Napo T Principal

Abstract

El objetivo de este trabajo fue elaborar un estudio de pre factibilidad técnica y económica para incrementar el factor de recobro mediante simulación numérica, para la inyección de agua en el campo Paka-Sur del yacimiento Napo T Principal, se determinó la geometría del proceso de inyección de agua, localización de los pozos, distancias entre pozos, coordenadas de los pozos, historiales de producción, estados de los pozos, profundidades y presiones del reservorio mediante softwares especializados y antecedentes de producción. Se estableció la recuperación de petróleo analizando las dos etapas del modelo; en la etapa inicial se obtuvo la mayor recuperación de petróleo, 1,108660.77 barriles producidos en 2 años y 4 meses, se simuló esta recuperación con un factor de recobro del 45.54 %, 10.54 % adicional al que se estimó antes de implementar la recuperación secundaria. Como siguiente paso se tuvo la etapa de ruptura, en el cual incrementó la tasa de producción de agua y petróleo en función de la distancia que recorrió el frente de barrido hasta que alcanzó nuevas condiciones de saturación llamada etapa subordinada, donde el agua inyectada se produjo junto con el petróleo evidenciando un decremento de la producción. En esta etapa se recobró 310049.20 barriles de petróleo en 7años 7 meses con un factor de recobro del 12.74 %, también incrementó la producción de agua en una relación agua petróleo de 38.44. En función de la movilidad de los fluidos se observó un valor de 0.48 con el cual se dedujo que el petróleo se desplazó mejor que el agua en el reservorio. Se consiguió calcular una eficiencia de barrido areal de 78% y una eficiencia de barrido vertical del 82% con lo cual se concluyó que el modelo de inyección tuvo una capacidad eficiente para barrer el área determinada. Se estimó considerar el comportamiento de la inyección de forma normal, sin fracturar, sin canalizar o taponar la formación. Finalmente se procedió a efectuar un análisis económico en función de la simulación matemática del petróleo producido, utilizando indicadores financieros se evaluó el proyecto concluyendo que es económicamente rentable para las dos etapas consideradas en diez años donde el VAN del proyecto fue de 20,022116.85 USD y la TIR del 54%.