Propuesta de optimización de los pozos productores con respuesta positiva de presión de yacimiento en el proyecto de inyección de agua del campo Boscán, Venezuela / Henry David Pérez Roa ; tutor académico Eliana Alvarado ; tutores empresariales William Peña y Natalia Baquero.
Tipo de material:
TextoIdioma: Español Detalles de publicación: 2021Descripción: 1 disco compacto : il. ; 5 1/4 plgTema(s): Recursos en línea: Nota de disertación: Tesis de grado (Ing. de petróleo) -- Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería de Petróleo, 2021 Resumen: El éxito de implementación de proyectos recuperación secundaria a través de inyección de agua viene dado en particular con la optimización de pozos con respuesta positiva en el aumento de presión de yacimiento. Por ello, el estudio establece la factibilidad de optimización de pozos productores, en los cuales se notó la re-presurización de las arenas de Boscán, yacimiento donde se lleva a cabo la inyección de agua en Campo Boscán, Venezuela. La selección de los pozos candidatos consistió en la discretización de los datos de presión a la entrada de la bomba, niveles de fluido y sumergencia de las bombas. Se calculó la presión de fondo fluyente y mediante diferentes criterios como tiempo de medición entre agosto 2019 y febrero 2020, selección de los pozos ubicados en las áreas de inyección, segunda fila de los arreglos, presión de fondo fluyente por encima de los 1500 lpc y corte de agua menor al 50%. De esta manera, se obtuvieron 24 pozos candidatos, evaluando solo 18 de ellos. Los pozos con Bombeo Mecánico, Bombeo por Cavidades Progresivas se optimizaron, mediante simulación con PROSPER a Bombas Electrosumergibles y los pozos que operan con este sistema actualmente, se les incrementó el tamaño de bomba con esta herramienta. Se evaluó su incremental de producción mediante curvas de declinación exponencial hasta el año 2026, al límite contractual de la compañía. El incremental total de producción obtenido para los 18 pozos alcanzó 3492 BPPD, que representa un 80% de aumento con respecto a la producción actual diaria. Finalmente, un análisis económico que estudia la rentabilidad, determinó que el factor crucial para la aplicación del proyecto, está marcado por las variaciones del precio del barril de petróleo. Sin embargo, dependerá de considerar factores de logística o el ranking de pozos con la mayor relación en Np vs VPN.
| Tipo de ítem | Biblioteca actual | Signatura topográfica | Estado | Fecha de vencimiento | Código de barras | |
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Tesis en CD
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Biblioteca Central Sala de Publicaciones Oficiales | CD TESIS I2021 P438 (Navegar estantería(Abre debajo)) | Available | BCUCV24020025 |
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Tesis de grado (Ing. de petróleo) -- Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería, Escuela de Ingeniería de Petróleo, 2021
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El éxito de implementación de proyectos recuperación secundaria a través de inyección de agua viene dado en particular con la optimización de pozos con respuesta positiva en el aumento de presión de yacimiento. Por ello, el estudio establece la factibilidad de optimización de pozos productores, en los cuales se notó la re-presurización de las arenas de Boscán, yacimiento donde se lleva a cabo la inyección de agua en Campo Boscán, Venezuela. La selección de los pozos candidatos consistió en la discretización de los datos de presión a la entrada de la bomba, niveles de fluido y sumergencia de las bombas. Se calculó la presión de fondo fluyente y mediante diferentes criterios como tiempo de medición entre agosto 2019 y febrero 2020, selección de los pozos ubicados en las áreas de inyección, segunda fila de los arreglos, presión de fondo fluyente por encima de los 1500 lpc y corte de agua menor al 50%. De esta manera, se obtuvieron 24 pozos candidatos, evaluando solo 18 de ellos. Los pozos con Bombeo Mecánico, Bombeo por Cavidades Progresivas se optimizaron, mediante simulación con PROSPER a Bombas Electrosumergibles y los pozos que operan con este sistema actualmente, se les incrementó el tamaño de bomba con esta herramienta. Se evaluó su incremental de producción mediante curvas de declinación exponencial hasta el año 2026, al límite contractual de la compañía. El incremental total de producción obtenido para los 18 pozos alcanzó 3492 BPPD, que representa un 80% de aumento con respecto a la producción actual diaria. Finalmente, un análisis económico que estudia la rentabilidad, determinó que el factor crucial para la aplicación del proyecto, está marcado por las variaciones del precio del barril de petróleo. Sin embargo, dependerá de considerar factores de logística o el ranking de pozos con la mayor relación en Np vs VPN.
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