Estudio de recuperación de petróleo por inyección de agua caliente al yacimiento del campo Pacoa en la provincia de Santa Elena
DOI:
https://doi.org/10.26423/rctu.v9i2.678Palabras clave:
factor de recobro, inyección de agua caliente, producción de petróleo.Resumen
En este trabajo se muestran las generalidades geológicas del Campo Pacoa; uno de sus principales retos ha sido mantener su productividad debido al bajo factor de recobro, es por esta razón que se presentó una alternativa como mecanismo de recuperación mejorada. El método usado fue la inyección de agua caliente, donde se estableció cada uno de los procesos con sus características y las limitaciones, teniendo en cuenta que el campo debe cumplir con las tipologías requeridas para la aplicación de dicho método. Para su evaluación se utilizó un software de simulación numérica de yacimientos llamado CMG (Computer Modeling Group). Realizando la simulación de diferentes escenarios, variando el volumen de agua caliente a inyectar, se definieron dos arreglos de 5 pozos, uno regular (4 pozos inyectores, 1 pozo productor) y otro invertido (4 pozos productores, 1 pozo inyector), involucrando los pozos: PAC 10, PAC 44, PAC 46, PAC 40 y PAC 43. Una vez establecidos todos los parámetros se realizó la simulación de inyección de agua caliente con un periodo de 10 años, donde los resultados obtenidos por el software son evaluados en ambos escenarios obteniendo un factor extra de recobro del 5,74% para el arreglo regular y 5,78% para el arreglo invertido, definiendo al arreglo de 5 pozos invertidos como el óptimo debido a su factor de recobro más elevado.
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