DSpace Comunidad:https://repositorio.upse.edu.ec/handle/46000/18092023-11-14T15:26:12Z2023-11-14T15:26:12ZEstudio técnico para la reinyección de cortes de perforación en el bloque 56 en Ecuador.Ramírez Moreira, Diana IsabelHolguín Neira, Juan Carloshttps://repositorio.upse.edu.ec/handle/46000/101072023-09-05T13:48:04Z2023-09-05T00:00:00ZTítulo: Estudio técnico para la reinyección de cortes de perforación en el bloque 56 en Ecuador.
Autor: Ramírez Moreira, Diana Isabel; Holguín Neira, Juan Carlos
Resumen: El presente trabajo de titulación muestra un estudio de una tecnología alternativa de tratamiento de ripios, para que estos sean aprovechados en algunas aplicaciones bajo condiciones seguras de salud y ambiente; permitiendo reducir la construcción de piscinas de disposición en los sitios predestinados para ello, optimizando el espacio y reduciendo la huella ambiental en el bloque 56. Mediante el análisis de la estratigrafía, se seleccionó la arenisca T como la óptima para el proceso de reinyección de ripios; además se tiene que es la que menor producción de petróleo presenta. Se realizó el análisis de las características del fluido mediante las especificaciones técnicas para la preparación de lodos de reinyección; así como el análisis económico tomando en cuenta las prácticas en otros campos. En este trabajo se determinó que el costo de operación de reinyección por cada pozo en promedio, es menor en comparación con estudios de reinyección realizados en el campo Apaika –Nenke.2023-09-05T00:00:00ZEvaluación del factor de recobro en la fase de desplazamiento y almacenamiento de CO2 en un yacimiento del campo Shushufindi-Bloque 57.Quirumbay Pozo, Carlos DanielTomalá Suárez, Douglas Eduardohttps://repositorio.upse.edu.ec/handle/46000/100942023-08-30T21:34:08Z2023-08-30T00:00:00ZTítulo: Evaluación del factor de recobro en la fase de desplazamiento y almacenamiento de CO2 en un yacimiento del campo Shushufindi-Bloque 57.
Autor: Quirumbay Pozo, Carlos Daniel; Tomalá Suárez, Douglas Eduardo
Resumen: Los reservorios apropiados para el almacenamiento de CO2 involucra la evaluación del factor de recobro y almacenamiento de CO2 a través de diversas metodologías como simulaciones de inyección continua, cíclica y WAG de CO2. Este trabajo de investigación evaluó el factor de recobro en la fase de desplazamiento y almacenamiento de CO2 mediante simulación numérica basados en datos de yacimientos del campo Shushufindi.
La metodología utilizada consta de una recopilación de información del campo; creación del modelo estático del reservorio; definición de las propiedades PVT en el componente WinProp de CMG; construcción del modelo dinámico en GEM-CMG; evaluación de diferentes escenarios de inyección de CO2 y análisis del comportamiento del factor de recobro para el escenario óptimo en el tiempo. Los resultados indican que, el factor de recobro del método de inyección continua es de 32%, inyección cíclica es de 31.5% y con la inyección WAG se alcanzó el 37%; de este modo, se logró comprobar que el método más eficiente es el WAG para la arena T inferior. Este estudio concluye que el comportamiento de la curva de saturación de petróleo en cada uno de los métodos tiene una tendencia decreciente debido a la eficiente producción de crudo.2023-08-30T00:00:00ZComparación de productividad, aplicando los métodos de predicción Craig, Geffen, Morse y de Higgins Leighton con respecto al comportamiento de inyección de agua al campo Dillinger Ranch, formación Minnelusa.Roca Tomalá, Iván AntonioPerero Panchana, Manuel Alejandrohttps://repositorio.upse.edu.ec/handle/46000/100932023-08-30T21:32:11Z2023-08-30T00:00:00ZTítulo: Comparación de productividad, aplicando los métodos de predicción Craig, Geffen, Morse y de Higgins Leighton con respecto al comportamiento de inyección de agua al campo Dillinger Ranch, formación Minnelusa.
Autor: Roca Tomalá, Iván Antonio; Perero Panchana, Manuel Alejandro
Resumen: El presente trabajo de titulación tuvo como objetivo ejecutar una comparativa entre los métodos de predicción de Craig, Geffen, Morse y de Higgins Leighton para inyección de agua aplicados al campo Dillinger Ranch, localizado en la región de Campbell, Wyoming, que fue descubierto en 1964. Después de haber tenido una declinación inicial de presión de 3909 psi hasta los 1000 psi punto de burbuja y haber producido una producción de crudo de solo 4% del total de petróleo original in-situ; por lo que, es necesario aumentar la energía del yacimiento para incrementar el porcentaje de recuperación del crudo, cuando las operaciones de inyección de agua se iniciaron en este reservorio. La evaluación comparativa de los métodos se realizó mediante la aplicación de una matriz de decisión, lo cual dio como resultado que, en ambos casos el análisis del flujo fraccional sea similar, corroborando un yacimiento homogéneo donde no existe una segregación de fluido. Además, mediante el análisis de los métodos y propiedades del yacimiento, el método de Craig, Geffen, es el que más se ajusta, por las variables involucradas para la estimación de la producción del campo.2023-08-30T00:00:00ZControl y gestión de pérdidas de producción en pozos petroleros del campo Sacha a través de una herramienta computacional.Ramírez Escalante, Víctor Danielhttps://repositorio.upse.edu.ec/handle/46000/100922023-08-30T21:26:14Z2023-08-22T00:00:00ZTítulo: Control y gestión de pérdidas de producción en pozos petroleros del campo Sacha a través de una herramienta computacional.
Autor: Ramírez Escalante, Víctor Daniel
Resumen: El campo Sacha presenta problemas de pérdida de producción debido a los diferentes comportamientos del flujo ocasionado por la naturaleza del reservorio, mecanismos de producción y factores externos. El objetivo de este estudio es, estimar las pérdidas diferidas de producción mediante una herramienta computacional para la prevención de eventos que optimicen la producción de pozos petroleros con sistema de bombeo electro sumergible BES del campo Sacha. Para aquello, la metodología plantea la identificación y clasificación de pérdidas de producción causas identificadas y no dentificadas; y cálculo de volumen de pérdidas. Los resultados del estudio establecen que las pérdidas de producción de los tres pozos seleccionados se explican por causas identificadas CI, que superan el 75% de ellas y menor al 21% por causas no identificadas NI. Entre las causas identificadas fueron; 1 sólidos en descarga, 2 falla mecánica, 3 corrosión en motor, 4 falla en cable, 5 fase tierra, 6 problemas de comunicación casing-tubing, 7 baja producción y 8 aislamiento. Se propone una herramienta computacional para la gestión de pérdidas de producción SGPP, la misma que identifica y calcula pérdidas, realiza cálculos de IPR y potencial de producción. Se concluye que la causa identificada más frecuente para la muestra es por sólidos en descarga, siendo más significativo para el pozo Sacha – 169, donde el 32% de las pérdidas es explicado por esta causa.2023-08-22T00:00:00Z