Oil recovery study by hot water injection in the Pacoa field in the province of Santa Elena
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Universidad Estatal Península de Santa Elena
Abstract
Description
This paper shows the description and geological generalities of the Pacoa Field. One of the main challenges of the field under study has been to maintain its productivity due to its low recovery factor. This is the main reason why this work presented an alternative as an improved recovery mechanism which is the hot water injection method, where it will establish each of the processes with their characteristics and limitations, considering that the field must meet the characteristics required for the application of said method.For the application of this method, there is a reservoir simulation software called CMG (Computer Modeling Group), simulating different scenarios with variation in the volume of hot water to be injected. Two arrays of 5 wells are defined, one regular (4 injection wells, 1 producing well) and another inverted (4 producing wells, 1 injection well), involving the wells: PAC 10, PAC 44, PAC 46, PAC 40, and PAC 43.Once all the parameters have been established, the simulation of hot water injection is carried out with a period of 10 years, where the results obtained by CMG are evaluated in both scenarios, obtaining a recovery factor of 5.74% for the regular arrangement and 5.78% for the inverted array, defining the 5-well inverted array as the most optimal due to its higher recovery factor.
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.
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.