proyecto-simulacion de reservorios

8/18/2019 Proyecto-simulacion de Reservorios

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SIMULACION MATEMATICA DE RESERVORIO “PET-226”

CAMPO MONTEAGUDO

RESERVORIO TACURU - INGRE

1 UNIV. MANCILLA FUENTES LUIS ALBERTO

CAPITULO I

INTRODUCCION

En la materia de Simulación Matemática de reservorios de la Carrera de

Ingeniería Petrolera de la Universidad Autónoma “Gabriel René Moreno” se

cuenta con softwares de simulación de reservorios el cual ayuda al buen

entendimiento de los procedimientos necesarios para la simulación de

reservorios hidrocarburifero, para lo cual el BOAST98 es la herramienta ideal

para complementar con la parte práctica de la Simulación de Reservorios.

Por lo tanto en el presente trabajo describiremos brevemente el método de

cálculo de las reservas y sus metodologías para la recuperación de petróleo

por diferentes casos y realizar la evaluación económica del proyecto

petrolero y los principales índices de rentabilidad utilizados también se

mostrara una aplicación práctica, evaluación del desarrollo explotación, de

las reservas de Petróleo y Gas, del Campo Monteagudo –Tacurú mediante el

simulador BOAST 98.El Campo Monteagudo está situado en la provincia Hernando Siles del Dpto.

de Chuquisaca, 15 Km. Al Sudeste del poblado del mismo nombre y a 40

Kms. al Oeste de Camiri. El yacimiento más importante del Campo

Monteagudo, está constituido por las arenas, Ingre y Piraimiri de la

formación Tacurú, existiendo en total diez niveles arenas de cual basaremos

para el estudio tres capas de la arena Ingre.


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CAPITULO II

PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA.

Para el mejor desarrollo de proyecto y obtener el mayor recobro de petróleo

se hara simulaciones con el BOAST98 para varios escenarios para ver con

cual se obtiene un mayo factor de recobro:

CASO A: Recuperación por primaria con 6 pozos productores.

CASO B: Recuperación por primaria con empuje hidrostático activo en

la capa inferior.

CASO C: Recuperación por secundaria del modelo base (CASO B)

por inyección de agua.

CASO D: Recuperación por secundaria del modelo base (CASO B)por inyección de gas.

Se realizara el estudio de recuperación secundaria a partir del caso B ya que

tiene una presión de reservorio mayor, ya que en el caso A la presión del

reservorio se depleta completamente y no se llega a demostrar el

mejoramiento del recobro de petróleo con lo métodos de recuperación

secundaria.


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CAPITULO III

MARCO TEÓRICO

SIMULACION DE RESERVORIOS

Simular el comportamiento de un reservorio petrolífero, se refiere a la

construcción y operación de un modelo cuyo comportamiento asume la

apariencia de la conducta actual del yacimiento, el mismo que puede ser físico

o matemático.

Un modelo matemático es simplemente un conjunto de ecuaciones que, sujetas

a ciertas condiciones, describe el proceso físico activo en el reservorio. A pesarque el modelo por si mismo carece de la realidad de un campo de gas o de

petróleo, el comportamiento de este, asume la apariencia del periodo

productivo del yacimiento.

El propósito de la simulación es estimar el comportamiento de un campo bajo

variedades de esquemas de producción.

Mientras el campo puede producir una sola vez, y a costos considerables un

modelo puede producir o “correr” muchas veces a un costo mucho menor y en

un periodo de tiempo mas corto. Observaciones del comportamiento del

modelo bajo diferentes condiciones de producción ayudaran en la selección de

un conjunto optimo de condiciones de operación.

MECANISMO DE PRODUCCION PRIMARIA Y SECUNDARIA.

Entre los mecanismos de producción del yacimiento se encuentran la etapa

primaria y secundaria. La etapa primaria resulta del desplazamiento por

la energía natural existente del yacimiento. La secundaria se usa después

de la declinación de la producción primaria, y consiste en la inyección de

agua o la inyección de gas.


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MECANISMO DE PRODUCCIÓN PRIMARIAGAS EN SOLUCIÓN.

El primer mecanismo de empuje primario es por gas en solución. Cuando la

presión del yacimiento está por encima de la presión de burbuja, permite que

el gas que esté disuelto en el

petróleo se expanda, por lo que a

medida que la presión vaya

declinando se producirá una

expansión del petróleo con el gas

disuelto, lo que provocará que el fluido

sea empujado hacia los pozos

productores.

EMPUJE POR AGUA.

Este mecanismo se produce cuando la presión del yacimiento empieza a

declinar, lo que crea un diferencial de presión por el contacto agua

petróleo, esto permite que el acuífero invada al yacimiento de petróleo,

ocasionando una intrusión de agua, lo cual ayuda a mantener la presión del

yacimiento y hace un desplazamiento inmiscible del petróleo en la parte

invadida


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CAPA DE GAS

El empuje producto por la capa de gas, se debe a una declinación de la

presión, la cual origina la expansión de la capa de gas. Este tipo de

mecanismo se da en algunos yacimientos

donde la presión inicial del yacimiento es

igual o menor a la presión de burbuja, por

lo tanto el gas en el yacimiento no sólo se

encuentra disuelto en él, sino que hay una

capa de gas inicial.

Por segregación gravitacional

Este mecanismo se da cuando el gas libre se mueve hacia el tope del

yacimiento a medida que se produce el petróleo. El petróleo se va a la base

del yacimiento debido a la permeabilidad vertical, la cual debe ser alta y

así permite que las fuerzas gravitacionales sean mayores a las fuerzas

viscosas dentro del yacimiento.


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POR COMPACTACIÓN

La expulsión de líquido o gas del yacimiento, causa una reducción en la

presión de los fluidos dentro de los poros, y consecuentemente un

incremento en la presión de los granos. Este incremento de presión entre los

granos causará que el yacimiento se compacte y esto, a su vez, conduce a

una subsidencia en la superficie del terreno. El factor que regula el grado de

compactación es la compresibilidad de los poros (Cf ). Todos los yacimientos

conllevan un elemento del empuje por compactación, que resulta del

agotamiento de la presión.

MECANISMO DE PRODUCCIÓN SECUNDARIA

Durante la vida productiva de un yacimiento el petróleo puede ser extraído, ya

sea por recuperación primaria, en la cual se aprovecha la energía inicial del

yacimiento, o usando métodos de recuperación secundaria o mejorada. Estos

métodos se usan para poder aumentar la energía inicial que posee el

yacimiento y en consecuencia aumentar el recobro del mismo.

Los métodos convencionales son:

Inyección de Agua

Inyección de Gas

Se han utilizado otros métodos de recobro los cuales no resultan rentables y

por eso aun en día los métodos de recobro principales son los antes

mencionados.

Inyección de agua

Este método consiste en inyectar agua en la estructura más profunda del

yacimiento con el objeto de incrementar la producción de petróleo; esto es

posible porque, al inyectar agua, la presión del yacimiento se mantiene

constante y en algunos casos aumenta. También, el agua permite el


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desplazamiento del crudo y así aumenta la recuperación. La ventaja de la

inyección de agua es que permite una buena eficiencia de desplazamiento.

Tipo de inyección de agua.

De acuerdo a la ubicación de los pozos inyectores y productores, la inyección

de agua se puede llevar a cabo de dos formas deferentes:

A. Inyección periférica o externa: consiste en inyectar agua fuera de la

zona de petróleo, en los flancos del yacimiento.

Figura 4. Inyección periférica.


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B. Inyección en arreglos o dispersa: consiste en inyectar agua dentro de

la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos

(petróleo/gas). Este tipo de inyección también se conoce como

inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de

petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que

forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

Inyección de gas

Esto consiste en inyectar gas en el yacimiento. El gas no sólo desplaza alpetróleo sino que también reduce su viscosidad, con lo que el crudo fluye

más rápido a una presión dada.

Tipos de inyección de gas.

Las operaciones de inyección de gas se clasifican en dos tipos generales:

Inyección de Gas Interna o dispersa: Este proceso se refiere a la

inyección de gas dentro de la zona de petróleo. Se aplica por lo general en

yacimiento con empuje por gas en solución, sin capa de gas inicial y donde

no hay tendencia a desarrollarse una capa de gas secundaria. El gas

inyectado emerge junto con el petróleo al poco tiempo de haber sido

inyectado.

FIG. ARREGLO FIVE SPOT


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Inyección de gas externa: se refiere a la inyección de gas en la cresta

de la estructura donde se encuentra la capa de gas , bien sea primaria o

secundaria.


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componentes porcentaje normalizado fraccion PM PmcompH2O 0,5 0,65 0,01 34,08 0,22

CO2 1 1,30 0,01 44,01 0,57

N2 1 1,30 0,01 28,02 0,36

C1 40 52,02 0,52 16,04 8,34

C2 2 2,60 0,03 30,07 0,78C3 3 3,90 0,04 44,09 1,72

iC4 4 5,20 0,05 58,12 3,02

nC4 4 5,20 0,05 58,12 3,02

iC5 2 2,60 0,03 72,15 1,88

nC5 2 2,60 0,03 72,15 1,88

C6 1,4 1,82 0,02 86,17 1,57

C7+ 16 20,81 0,21 110,00 22,89

76,9 100 Pma= 46,26

CAPITULO IV

CARECTERIZACION DE LOS FLUIDOS

CROMATOGRAFÍA

PRESIÓN DEL PUNTO DE BURBUJA

Se denota como Pb . Es la presión a la cual la primera burbuja de gascomienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación.Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. La presión del puntode burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específicadel gas, γ g , la gravedad específica del petróleo, γ o, y la cantidad de gasdisuelto en el crudo, Rs.

RESULTADOS PVTPRESION DE BURBUJA (PSI) 4014

VISCOSIDAD DEL PETROLEO (CP) 0.509

FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (BBL /BF) 1.695


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1.1 Clasificación de Acuerdo al Punto de Burbuja

Subsaturados . Yacimientos cuya presión inicial es mayor que la presión enel punto de burbuja. Inicialmente solo se presenta la fase líquida. Lasburbujas de gas se desprenden del crudo una vez el punto de burbuja sealcanza. Eventualmente, el gas librado empieza se aglutina hasta tenercondiciones de flujo hacia al pozo en cantidades cada vez incrementales.Contrariamente, el flujo de crudo decrementa gradualmente y en la etapa dedepleción permanece mucho crudo en el yacimiento.

Saturados . Yacimientos cuya presión inicial es menor o igual que la presiónen el punto de burbuja. Este yacimiento bifásico consiste de una zona

gaseosa supra yaciendo una zona líquida. Puesto que la composición delgas y el crudo son completamente diferentes, estas pueden representarsepor diagramas de fases individuales que tienen poca relación entre ellas o encomposición. La zona líquida está en su punto de burbuja y será producidacomo un yacimiento subsaturado modificado con la presencia de la capa degas. La capa de gas está en el punto de rocío y podría ser retrógrada o noretrógrada.

1.2 Factor volumétrico de formación del petróleo

Se denota por Bo o ßo . Se define como el volumen de petróleo (más su gasen solución) en el yacimiento, requerido para producir un barril de petróleomedido a condiciones de superficie. Por ejemplo, ßo = 1.5 B/BF significa quepara tener un barril de petróleo en superficie (Barril Fiscal, BF) se requiere1.5 barriles de petróleo en el yacimiento. Lógicamente, el valor de ßo serámayor de la unidad debido al gas que entra en solución. De otro modo, alpasar el petróleo de yacimiento a superficie sufre disminución en presión ytemperatura y ocurre liberación de gas presente en el líquido (petróleo). Esteproceso conduce a una merma del volumen de petróleo del yacimiento alpasar a superficie.


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1.3 Gas en Solución

Se denota como Rs . También se le denomina solubilidad del gas en petróleo,razón gas disuelto y relación gas petróleo, RGP (en inglés GOR ). Se definecomo la cantidad de gas medido a condiciones de superficie, que se

disuelven en un barril de petróleo, también medido a condiciones desuperficie. Los factores que afectan la solubilidad del gas en el petróleo, Rs,son:

• Presión, al aumentar la presión, aumenta Rs

• Temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye Rs

• API, al aumentar la gravedad API, aumenta Rs

El gas en solución, Rs, se calcula en función de la presión, temperatura,gravedad API y gravedad específica del gas, γ g . Si la presión es mayor oigual que la presión del punto de burbuja, se obtiene el Rs en el punto deburbuja (Rsb ). Por encima de la presión de Burbuja, el Rs es constante eigual a Rsb.


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PRESION Bo Rs

(PSI) (RB/STB) (SCF/ST

14,7 1 1264,7 1,15 120

514,7 1,207 250

1014,7 1,295 410

2014,7 1,435 730

2514,7 1,5 850

3014,7 1,565 990

4014,7 1,695 1270

5400 1,65 1270

1.4 Permeabilidad relativa

0.000

0.100

0.200

0.300

0.400

0.500

0.600

0.700

0.800

0.900

1.000

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00

P E R M E A B I L I D A D R E L A T I V

A

SATURACION DE AGUA

PERMEABILIDAD RELATIVA

AGUA

PETROLEO


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CAPITULO V

2. MODELO DEL YACIMIENTO

2.1 MODELO ESTATICO

En esta etapa se define la geometría del yacimiento y se describen los

parámetros petrofísicos; para comprender en términos físicos y geológicos el

sistema de acumulación de hidrocarburos. Este comprende los siguientes

modelos:

Geológico

Estratigráfico Estructural

Caracterización de Fracturas

Petrofísico

Geoestadístico


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Son los que nos permiten una mayor conceptualización de los yacimientos,

los modelos estático son aquellos que no varían en función del tiempo, como

es el caso de permeabilidad, porosidad, espesor, cimas, limites, fallas,

ambiente de sedimentación, continuidad vertical y lateral de las arenas o

carbonatos, petrofísica de los lentes, litología y límites de la roca.

La caracterización estática de un yacimiento de hidrocarburos consiste en

generar un MODELO GEOLÓGICO del yacimiento basado en la integración

de la información: GEOFÍSICA, PETROFÍSICA, GEOLÓGICA Y DE

INGENIERÍA, con el fin de calcular reservas y crear un plan de desarrollo

óptimo del campo. Por ello la caracterización es una etapa muy importante

en el plan de explotación de un yacimiento de hidrocarburo.

La generación de un MODELO ESTÁTICO se hace basada en información

previa (estática). Esta información previa se consigue a partir de la

interpretación de datos sísmicos 2D y 3D, registro de pozos, pruebas de

laboratorios, análisis de núcleos, entre otros.

Los métodos estadísticos buscan estimar la distribución de los parámetros a

lo largo de todo el yacimiento conocidos los valores en los pozos, de forma

que se ajusten al resto de información que se tiene de la zona donde se

encuentra el yacimiento, como puede ser la obtenida por métodos sísmicos o

por otro tipo de estudios geológicos de la zona. Por otra parte con los

métodos estocásticos (basados en información estática) se consigue crear

mapas de los parámetros en el área del yacimiento que tienen la misma

probabilidad de ser correctos en función de criterios basados en la

información conocida. Por supuesto, la gran mayoría de ellos, no va a ajustarlos datos de producción en los pozos. Debido a que es posible crear muchos

modelos geológicos escalados equivalentes usando el modelado estocástico,

se evalúa la incertidumbre del modelo y se confirman los hidrocarburos

recuperables.


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24 0 0 0 0 0 0 0 0 4 4 4 4 4 4 4 4 0 0

23 0 0 0 0 0 0 0 7 13 13 13 13 10 10 7 7 1 0

22 0 0 0 0 0 1 4 10 13 13 13 15 16 19 16 16 4 0

21 0 0 0 0 1 1 4 10 13 13 13 15 16 22 22 19 13 7

20 0 0 0 0 1 1 4 7 10 13 15 15 19 22 25 19 13 10

19 0 0 0 0 1 1 4 7 10 13 13 15 19 25 25 22 16 7

18 0 0 0 1 1 1 4 7 10 13 13 16 19 25 25 22 16 7

17 0 0 1 1 1 4 4 7 10 13 13 16 22 22 22 19 13 7

16 0 0 1 1 4 4 7 10 13 16 16 16 19 22 22 16 10 4

15 0 1 1 1 4 4 7 10 16 16 16 16 16 16 16 13 4 0

14 1 1 1 1 4 4 4 7 13 16 16 16 15 13 10 0 0 0

13 1 1 1 4 4 4 4 4 7 10 13 13 13 13 10 4 1 0

12 1 1 1 4 7 7 10 10 10 8 13 13 13 13 13 7 1 1

11 1 1 1 4 7 7 10 10 10 8 13 13 13 13 13 7 1 1

10 1 1 4 7 10 13 16 16 13 11 13 13 16 16 16 7 1 1

9 1 1 4 7 13 16 19 13 16 13 13 13 13 16 16 10 4 1

8 1 1 4 7 13 19 28 25 19 13 13 13 16 16 16 13 7 1

7 1 1 4 7 13 19 25 22 19 13 10 13 16 16 16 13 7 1

6 1 1 4 7 10 16 19 19 16 10 10 13 16 16 16 13 7 1

5 1 1 4 7 7 13 16 16 13 10 7 10 13 16 13 13 7 1

4 1 1 4 4 7 10 13 13 10 7 7 8.5 10 13 13 10 4 1

3 1 1 4 4 4 7 10 10 7 7 7 7 7 7 7 7 4 1

2 0 1 1 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 1

1 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Mapa Espesor total (Gross)


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24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2.5 5 5 5 2.5 0 0

22 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2.5 5 7.5 10 7.5 7.5 2.5 0

21 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2.5 2.5 5 7.5 12.5 12.5 10 7.5 2.5

20 0 0 0 0 0 0 0 1 2 2.5 5 7.5 10 15 15 12.5 7.5 2.5

19 0 0 0 0 0 0 0 2.5 5 5 7.5 10 12.5 15 15 15 10 2.5

18 0 0 0 0 0 0 2.5 5 5 7.5 10 12.5 15 15 15 12.5 10 2.5

17 0 0 0 0 0 1 2.5 5 5 12.5 12.5 15 15 15 12.5 12.5 10 2.5

16 0 0 0 0 1 2.5 5 7.5 12.5 12.5 15 15 15 12.5 12.5 10 5 0

15 0 0 0 0 1 2.5 2.5 7.5 12.5 12.5 12.5 12.5 12.5 12.5 10 7.5 2.5 0

14 0 0 0 0 1 1 2.5 2.5 10 10 10 10 10 10 5 0 0 0

13 0 0 0 0 1 1 2.5 2.5 5 7.5 10 10 10 10 7.5 2.5 0 0

12 0 0 0 2.5 5 5 7.5 10 7.5 7 7 10 10 12.5 7.5 5 2.5 0

11 0 0 0 2.5 5 5 7.5 10 7.5 7 7 10 10 12.5 7.5 5 2.5 0

10 0 0 0 2.5 5 10 12.5 12.5 12.5 7 7 10 12.5 12.5 10 5 2.5 0

9 0 0 2.5 5 10 12.5 15 17.5 15 12.5 10 10 10 12.5 10 7.5 2.5 0

8 0 0 2.5 7.5 10 15 17.5 20 17.5 12.5 10 10 10 12.5 10 7.5 5 0

7 0 0 2.5 5 10 15 17.5 17.5 15 12.5 10 10 10 10 10 7.5 2.5 0

6 0 0 2.5 5 7.5 12.5 15 15 12.5 7.5 10 7.5 7.5 10 10 7.5 2.5 0

5 0 0 2.5 5 5 10 12.5 12.5 10 7.5 5 7.5 7.5 7.5 10 7.5 2.5 0

4 0 0 1 2.5 5 7.5 10 10 7.5 5 5 7.5 7.5 7.5 7.5 5 2.5 0

3 0 0 1 1 2.5 2.5 5 7.5 7.5 5 5 5 5 5 5 2.5 0 0

2 0 0 0 1 1 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 1 0 0

1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Mapa Espesor Neto permeable (Net)


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2.2 MODELO PETROFISICO

Este modelo define las propiedades petrofísicas del yacimiento para caracterizar lacalidad de las rocas de los reservorios. Para ello utiliza la interpretación yevaluación de perfiles, el análisis de coronas y los datos de producción.

El objetivo del Modelo Petrofísico es discriminar las zonas que son reservorio deaquellas que no lo son, cuantificando el contenido de arcilla, la porosidad (total yefectiva), el índice de permeabilidad y la saturación de fluidos.

El alcance del Modelo Petrofísico abarca desde el control de calidad de los perfileshasta la interpretación, así como también el control de calidad y validación de losdatos petrofísicos obtenidos del análisis de corona si estuviesen disponibles.


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OBTENCIÓN DE INFORMACIÓN PARA EL MODELO PETROFÍSICO

La actividad comprende en la recopilación, la carga y validación de la informaciónde geología de subsuelo existente.Las condiciones de los pozos, tipos de perfiles realizados, calidad de los mismos,antigüedad tecnológica, y cantidad de registros afectan directamente la calidad dela información de pozos. En caso de no resultar satisfactoria, se puede solicitar sureprocesamiento o evaluar una nueva adquisición.

Una información de subsuelo de baja calidad impacta directamente en lacertidumbre del modelo.

Esta información comprende:

• Coordenadas del pozo (sistema geodésico referencial y datum)

• Elevación del pozo (GL, KB y RT)

• Profundidad final

• Desviación del pozo

• Perfiles a pozo abierto y entubado

• Datos de Buzamiento: dipmeter y/o imágenes de pozo

• Pases formacionales o niveles de correlación

Informe petrofísico de laboratorio: análisis de testigos y coronas.


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24 0 0 0 0 0 0 0 0 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0 0

23 0 0 0 0 0 0 0 0.15 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0

22 0 0 0 0 0 0.16 0.16 0.15 0.14 0.14 0.14 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0

21 0 0 0 0 0.16 0.16 0.15 0.1 0.13 0 .13 0 .13 0 .14 0 .14 0.16 0.16 0.16 0 .16 0 .16

20 0 0 0 0 0.16 0.15 0.14 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.13 0.14 0.16 0.16 0.16 0.16

19 0 0 0 0 0.16 0.15 0.14 0.13 0.13 0.12 0.13 0.12 0.13 0.13 0.14 0.15 0.16 0.16

18 0 0 0 0. 16 0. 16 0. 15 0. 13 0. 12 0. 12 0.12 0.12 0.11 0. 12 0. 12 0. 14 0. 14 0.15 0. 15

17 0 0 0.16 0.16 0.16 0.15 0.13 0.12 0.12 0.12 0.11 0.11 0.11 0.11 0.12 0.13 0.14 0.14

16 0 0 0. 16 0. 16 0. 16 0. 14 0. 13 0. 12 0. 12 0.12 0.11 0.11 0. 1 0.1 0. 12 0. 11 0.13 0. 1

15 0 0. 16 0. 16 0. 16 0. 15 0. 15 0. 14 0. 13 0. 12 0.12 0.11 0.11 0. 1 0.1 0. 11 0. 1 0 .11 0

14 0.16 0.16 0.15 0.15 0.15 0.14 0.14 0.13 0.12 0.12 0.1 0.12 0.12 0.1 0.1 0 0 0

13 0. 16 0. 16 0. 15 0. 15 0. 14 0. 14 0. 14 0. 14 0. 14 0.14 0.13 0.12 0. 12 0.1 0.1 0. 1 0. 1 0

12 0.16 0.15 0.15 0.14 0.15 0.15 0.14 0.14 0.14 0.14 0.13 0.12 0.12 0.1 0.1 0.11 0.1 0.1

11 0.16 0.15 0.15 0.14 0.15 0.15 0.14 0.14 0.14 0.14 0.13 0.12 0.12 0.1 0.1 0.11 0.1 0.1

10 0.16 0.15 0.15 0.14 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.14 0.13 0.12 0.12 0.11 0.1 0.11 0.1 0.1

9 0.16 0.15 0.14 0.14 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.14 0.12 0.12 0.11 0.11 0.12 0.12 0.13 0.1

8 0.16 0.15 0.14 0.14 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.13 0.12 0.12 0.12 0.12 0.13 0.13 0.15 0.13

7 0.16 0.15 0.15 0.14 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.13 0.12 0.12 0.13 0.14 0.15 0.15 0.16 0.16

6 0.16 0.15 0.15 0.14 0.15 0.15 0.15 0.15 0.15 0.13 0.13 0.14 0.14 0.15 0.15 0.16 0.16 0.16

5 0.16 0.16 0.15 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.14 0.15 0.15 0.15 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16

4 0.16 0.16 0.16 0.15 0.15 0.14 0.14 0.14 0.15 0.14 0.11 0.11 0.11 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16

3 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16

2 0 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16 0.16

1 0 0 0 0. 16 0. 16 0. 16 0. 16 0. 16 0. 16 0.16 0.16 0.16 0. 16 0. 16 0. 16 0. 16 0.16 0. 16

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Mapa Isoporoso


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CAMPO MONTEAGUDO



24 0 0 0 0 0 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0

23 0 0 0 0 0 0 0 1 1 0.95 0.95 0.95 0.95 1 1 1 1 0

22 0 0 0 0 0 1 1 1 0.95 0.8 0.5 0.5 0.5 0.95 1 1 1 0

21 0 0 0 0 1 1 1 0.95 0.8 0.65 0.5 0.35 0.35 0.5 0.8 1 1 1

20 0 0 0 0 1 1 0.95 0.65 0.65 0.65 0.5 0.35 0.35 0.35 0.65 0.95 1 1

19 0 0 0 0 1 0.95 0.65 0.5 0.3 0.35 0.35 0.3 0.3 0.35 0.5 0.8 1 1

18 0 0 0 1 1 0.95 0.5 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.35 0.354 0.65 0.95 1

17 0 0 1 1 0.95 0.85 0.35 0.25 0.25 0.25 0.3 0.3 0.3 0.3 0.35 0.65 0.8 1

16 0 0 1 1 0.95 0.5 0.35 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.3 0.35 0.65 1 1

15 0 1 1 0.95 0.8 0.5 0.35 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.3 0.35 0.5 0.8 1 0

14 1 1 1 0.95 0.5 0.35 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.3 0.35 0.8 1 0 0

13 1 1 1 0.95 0.5 0.35 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.3 0.35 0.5 0.8 1 0

12 1 1 1 0.8 0.5 0.35 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.3 0.35 0.5 0.65 0.8 1

11 1 1 1 0.8 0.5 0.35 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.25 0.3 0.35 0.5 0.65 0.8 1

10 1 1 0.8 0.8 0.5 0.35 0.25 0.25 0.25 0.3 0.3 0.25 0.3 0.35 0.5 0.65 0.8 1

9 1 1 0.65 0.65 0.5 0.35 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.35 0.65 0.65 1

8 1 0.95 0.65 0.5 0.5 0.35 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.35 0.35 0.5 0.65 1

7 1 0.95 0.5 0.5 0.35 0.35 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.35 0.35 0.5 0.65 1

6 1 0.95 0.5 0.35 0.35 0.3 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.5 0.5 0.5 0.8 1

5 1 0.8 0.5 0.35 0.3 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.3 0.5 0.5 0.5 0.65 0.8 1

4 1 0.8 0.65 0.35 0.35 0.35 0.35 0.35 0.5 0.5 0.5 0.3 0.65 0.65 0.65 0.8 1 0

3 1 0.95 0.8 0.65 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.8 0.95 0.95 0.95 0.95 0.95 1 1 0

2 0 1 1 0.95 0.8 0.8 0.8 0.65 0.95 1 1 1 1 1 1 1 0 0

1 0 0 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 0 0 0 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Mapa Isosaturacion de agua y petróleo


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CAMPO MONTEAGUDO



La saturación de petróleo es:

2.3 MODELO DINAMICO

El simulador BOAST, es un simulador de yacimientos los cuales suministraninformación para poder determinar las características dinamicas de losyacimientos y a traves de las informaciones obtenidas decidir el mejor método de

producción.El simulador BOAST y sus respectivas modificaciones permiten modelaryacimientos tipo Black Oíl (Petróleo Negro), con diferentes fases de fluidos (gas,petróleo, agua), diversas orientaciones de pozos (verticales, horizontales,inclinado) y yacimientos que posean o no posean fracturas.

Mapa con Grillas

24 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

23 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.05 0.05 0.05 0.05 0 0 0 0 0

22 0 0 0 0 0 0 0 0 0.05 0.2 0.5 0.5 0.5 0.05 0 0 0 0

21 0 0 0 0 0 0 0 0.05 0.2 0.35 0.5 0.65 0.65 0.5 0.2 0 0 0

20 0 0 0 0 0 0 0.05 0.35 0.35 0.35 0.5 0.65 0.65 0.65 0.35 0.05 0 0

19 0 0 0 0 0 0.05 0.35 0.5 0.7 0.65 0.65 0.7 0.7 0.65 0.5 0.2 0 0

18 0 0 0 0 0 0.05 0.5 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.65 0.65 0.35 0.05 0

17 0 0 0 0 0.05 0.15 0.65 0.75 0.75 0.75 0.7 0.7 0.7 0.7 0.65 0.35 0.2 0

16 0 0 0 0 0.05 0.5 0.65 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.7 0.65 0.35 0 0

15 0 0 0 0.05 0.2 0.5 0.65 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.7 0.65 0.5 0.2 0 0

14 0 0 0 0.05 0.5 0.65 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.7 0.65 0.2 0 0 0

13 0 0 0 0.05 0.5 0.65 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.7 0.65 0.5 0.2 0 0

12 0 0 0 0.2 0.5 0.65 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.7 0.65 0.5 0.35 0.2 0

11 0 0 0 0.2 0.5 0.65 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.75 0.7 0.65 0.5 0.35 0.2 0

10 0 0 0.2 0.2 0.5 0.65 0.75 0.75 0.75 0.7 0.7 0.75 0.7 0.65 0.5 0.35 0.2 0

9 0 0 0.35 0.35 0.5 0.65 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.65 0.35 0.35 0

8 0 0.05 0.35 0.5 0.5 0.65 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.65 0.65 0.5 0.35 0

7 0 0.05 0.5 0.5 0.65 0.65 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.65 0.65 0.5 0.35 0

6 0 0.05 0.5 0.65 0.65 0.7 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.5 0.5 0.5 0.2 0

5 0 0.2 0.5 0.65 0.7 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.7 0.5 0.5 0.5 0.35 0.2 0

4 0 0.2 0.35 0.65 0.65 0.65 0.65 0.65 0.5 0.5 0.5 0.7 0.35 0.35 0.35 0.2 0 0

3 0 0.05 0.2 0.35 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.2 0.05 0.05 0.05 0.05 0.05 0 0 0

2 0 0 0 0.05 0.2 0.2 0.2 0.35 0.05 0 0 0 0 0 0 0 0 01 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18


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CAPITULO VI

3. ANALISIS DE LOS CASOS

VOLUMEN INICIAL DE FLUIDOS EN EL RESERVORIO

VOLÚMENES INICIALES DE FLUIDOS EN RESERVORIO LAYER 1

PETRÓLEO IN SITU (MMBF) 4.7304878200

AGUA IN SITU (MMBF) 6.9068903900

GAS EN SOLUCIÓN IN SITU (MMMPCS) 6.0075707400

GAS LIBRE IN SITU (MMMPCS) 0.0000001987

VOLÚMENES INICIALES DE FLUIDOS EN RESERVORIO LAYER 2





VOLÚMENES INICIALES DE FLUIDOS EN RESERVORIO LAYER 3 PETRÓLEO IN SITU (MMBF) 4.7304878200




VOLÚMENES INICIALES TOTALES DE FLUIDOS EN EL RESERVORIO






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CASO BASE

Después de la perforación de 6 pozos de los cuales los 6 salieron productores, sedesea realizar la simulación del reservorio para ver su comportamiento durantesus 10 primeros años. Los pozos productores producirán a un caudal de 500 BPDde petróleo.

Mediante pruebas de producción se determinó:

RESULTADOS PVTPRESION DE BURBUJA (PSI) 4014

VISCOSIDAD DEL PETROLEO (CP) 0.509FACTOR VOLUMETRICO DEL PETROLEO (BBL /BF) 1.695

El arreglo de las grillas y los gráficos de la corrida del BOAST son los siguientes:

# DE POZOS NOMBRE X Y Z

1 P-X1 10 6 1

2 P-X2 13 5 1

3 P-3 13 8 1

4 P-4 11 4 1

5 P-5 10 2 1

6 P-6 8 2 1

7 P-7 13 2 1

8 P-8 5 2 1

9 P-9 16 2 1

10 P-10 2 2 1

11 P-11 18 2 1

UBICACIÓN DE LOS POZOS


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RESULTADOS DE LA SIMULACION:

A continuacion se mostrara en detalle lo que el simulador Boast proporciona comoinformacion de la corrida, se hara un analisis de las decisiones que se tomaron.

1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-4

5 P-X2

6 P-X1

7

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

PV WT

PETROLEO GAS AGUA PRESION PETROLEO GAS AGUA

BPD MPCD SCF/BBL PSIA MBBL MMSCF MBBL

1 5153 9368 1927,6 6786 1 1 0

1000 3731 17382 2082,4 6524 4703 13404 1969

2000 2519 24635 2172,5 6138 7794 34407 4112

3005 1537 30500 2145,9 5588 9784 62906 62904000 1033 32183 1977,9 4978 11052 93659 8349

5011 753 37863 1861,9 4708 11944 128873 10285

6000 565 37903 1714,4 4298 12592 165960 12059

7300 371 40528 1513,4 3849 13188 217381 14164

DIAS

PRODUCCION ACUMULADOS


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En el grafico podemos observar el inicio de la simulación de nuestro proyecto, enel cual se puede observar 9 pozos los cuales empiezan a producir hidrocarburos.En este caso en particular se produce hidrocarburos mediante depletacion natural,es por eso la aplicación de esta herramienta tan importante que nos simula elcomportamiento del reservorio en un determinado tiempo de producción.

El tiempo que duro la simulación fue de 7300 días donde se puede observar elsiguiente comportamiento:

En el siguiente trabajo de puede observar cuando se llega al punto de burbuja(aproximadamente en el día 2000), a partir de esta la producción de gas aumentay la producción del petróleo disminuye drásticamente por la desprendimiento degas en solución.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

C A U D A L

TIEMPO (DIAS)

PROCUCCION

PETROLEO (BPD) GAS (MPCD) AGUA (BPD)


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Como se trata de un reservorio sub saturado y sin precencia de un acuifero activo, lo maslogico del comportamiento de la presion es el que se representa en el grafico, cayendoconstantemente llegando a una presion de abandono si no se toma medidas demantenimiento de presion.

En esta grafica podemos observar los acumulados de los hidrocarburos en funcióna la presión y se puede constatar, el acumulado de petroleo y el acumulado deagua son muy bajos a diferencia del acumulado de Gas que llega a un valor alto,al parecer dan indicios que este mas se trata de u yacimiento gasifero. El factorde recuperacion que se tiene en este año es del 24%.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

P R E S I O N ( P S I A )

TIEMPO (DIAS)

PRESION

0

50000

100000

150000

200000

250000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

V O L U M E N E S

TIEMPO (DIAS)

PRODUCCION ACUMULADA

PETROLEO (MBBL) GAS (MMPC) AGUA (MBBL)


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ANÁLISIS ECONÓMICO PARA EL CASO BASE

Para hacer una mejor evaluación del proyecto se debe hacer la evaluacióneconómica donde se tomaran datos de un Campo vecino los cuales nos serviránpara estimar el costo que nos requerirá este proyecto.

Los datos que se necesitan son los siguientes:

PETROLEO GAS

PRECIO DE VENTA 100 $/BBL 4,8 $/MPC

COSTO DE PRODUCCION 15,6 $/BBL 2,2 $/MPC

COSTO DE TRANSPORTE 5,8 $/BBL 0,32 $/MPC

COSTO POZO DE PRODUCCION 4,5 MM$/pozoCOSTO POZO DE INYECCION 4 MM$/pozo

IMPUESTO 50%

VAN 12%


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CA UDA L PE TROL EO C AU DAL G AS PE TRO LE O G AS P ET RO LE O G AS T OTA L P ET RO LE O G AS T OTA L I MP UES TO I NVE RS IO N F LU JO DE C AJ A VA N V AN A CU M 15% 20% 30% 40%

PERIODO AÑO BPD MPCD MBBL MMPC M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ 50% M$u$ M$u$ 12% M$u$ M$u$ M$u$ M$u$ M$u$

0 2014. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 48500 -48500,00 -48500,00 -48500,00 -48500,00 -48500,00 -48500,00 -48500,00

1 2015. 5256 10749 473, 04 967, 41 47304 5030, 53 52334, 53 4730, 4 3047, 34 7777, 74 26167, 27 0 18389, 52 16419, 22 - 32080, 78 15990, 89 1 5324, 60 1 4145, 79 1 3135, 37

2 2016. 4814 13735 433, 26 1236, 15 43326 6427, 98 49753, 98 4332, 6 3893, 87 8226, 47 24876, 99 0 16650, 52 13273, 69 - 18807, 09 12590, 18 11562, 86 9852, 38 8495, 16

3 2017. 3861 16940 347,49 1524, 6 34749 7927, 92 42676, 92 3474,9 4802,49 8277,39 21338,46 0 13061,07 9296,61 -9510,48 8587,87 7558,49 5944,96 4759,87

4 2018. 3452 19242 310, 68 1731, 78 31068 9005, 26 4 0073, 26 3106, 8 5455, 11 8561, 91 2 0036, 63 0 11474, 72 7292, 39 - 2218, 09 6560, 71 5533, 72 4017, 62 2986, 96

5 2019. 2877 21967 258,93 1977,03 25893 10280,56 3 6173, 56 2589,3 6227,64 8816,94 18086,78 0 9269,83 5259,95 3041,87 4608,75 3725,34 2496,64 1723,58

6 2020. 2519 24635 226,71 2217,15 22671 11529,18 3 4200, 18 2267,1 6984,02 9251,12 17100,09 0 7848,97 3976,53 7018,40 3393,33 2628,60 1626,12 1042,42

7 2021. 2143 27625 192,87 2486,25 19287 12928,50 32215, 50 1928,7 7831,69 9760,39 16107,75 0 6347,36 2871,22 9889,62 2386,21 1771,43 1011,56 602, 14

8 2022. 1712 29935 154,08 2694,15 15408 14009,58 2 9417, 58 1540,8 8486,57 10027, 37 1 4708,79 0 4681,42 1890,75 11780,37 1530,36 1088,75 573,89 317, 21

9 2023. 1486 30548 133,74 2749,32 13374 14296,46 27670, 46 1337,4 8660,36 9997,76 13835,23 0 3837,47 1383,83 13164,20 1090,85 743,73 361,87 185, 73

10 2024. 1301 30647 117,09 2758,23 11709 14342,80 26051, 80 1170,9 8688,42 9859,32 13025,90 0 3166,57 1019,55 14183,75 782, 73 511,42 229,70 109, 47

11 2025. 1112 31319 100,08 2818,71 10008 14657,29 24665, 29 1000,8 8878,94 9879,74 1 2332,65 0 2452,91 705,15 14888,90 527, 24 330,13 136,87 60,57

12 2026. 971 33203 87,39 2988,27 8739 15539,00 24278,00 873,9 9413,05 1 0286,95 12139,00 0 1852,05 475,38 15364,28 346,16 207,72 79,49 32,67

13 2027. 865 34824 77,85 3134,16 7785 16297,63 24082,63 778,5 9872,60 1 0651,10 12041,32 0 1390,21 318,60 15682,88 225,95 129,93 45,90 17,52

14 2028. 776 37195 69,84 3347,55 6984 17407,26 24391,26 698,4 10544,78 11243,18 12195,63 0 952,45 194,89 15877,77 134,61 74,18 24,19 8,57

15 2029. 698 37445 62,82 3370,05 6282 17524,26 23806,26 628,2 10615,66 11243,86 11903,13 0 659,27 120,45 15998,22 81,02 42,79 12,88 4,24

16 2030. 627 37486 56,43 3373,74 5643 17543,45 23186,45 564,3 10627,28 11191,58 11593,22 0 401,64 65,52 16063,73 42,92 21,72 6,04 1,84

17 2031. 563 37925 50,67 3413,25 5067 17748,90 22815,90 506,7 10751,74 11258,44 11407,95 0 149,51 21,78 16085,51 13,89 6,74 1,73 0,49

18 2032. 496 38824 44,64 3494,16 4464 18169,63 22633,63 446,4 11006,60 11453,00 11316,82 0 -136,19 -17,71 16067,80 -11,00 -5,12 -1,21 -0,32

19 2033. 446 40223 40,14 3620,07 4014 18824,36 22838,36 401,4 11403,22 11804,62 11419,18 0 -385,44 -44,75 16023,05 -27,08 -12,06 -2,64 -0,64

20 2034. 393 40371 35,37 3633,39 3537 18893,63 22430,63 353,7 11445,18 11798,88 11215,31 0 -583,56 -60,50 15962,55 -35,66 -15,22 -3,07 -0,70

3273,12 53535,42 605696,184 201367,77 302848,092 48500 15962,55 10319,92 2729,76 -7939,31 -15017,83

PRODUCCION INGRESO COSTO TIR TRIMESTRAL

FLUJO DE CAJA PARA EL CASO BASE


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Como se puede observar en la grafica una vez iniciada la producion siendo esemismo año el maximo tiempo de exposicion de la empresa con una inversion de48.5 MM$u$ la produccion de hidrocarburos permite recuperar esa inversionteniendo como tiempo de pago aproximadamente en el cuarto año, la utilidadneta es de 15962550 $u$ al finalizar el año 20 de produccion.

6.2 CASO A: INYECCION DE AGUA En este caso se usara como fluido de inyeccion el agua para lo cual se hara unanalisis de tiempos y producciones para optimizar la produccion, usando comoherramienta de prediccion el BOAST. El caso se desarrolla de la siguiente manera:

PRIMERA ETAPA: desde el primer dia de produccion se usara el pozo P-X1 parainyectar agua a un caudal de 500 BPD y los otros 9 pozos produciran a un caudalde 300 BPD, el esquema de esta primer etapa que durara hasta el dia 1600(aproximadamente en el 4 año de produccion) es el siguiente:

-60000.00

-50000.00

-40000.00

-30000.00

-20000.00

-10000.00

0.00

10000.00

20000.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

A C U M U L A D O A L 1 2 %

PERIODOS (AÑOS)

VAN


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SEGUNDA ETAPA: se perforaran 2 pozos productores mas que seran el P-12 y elP-13 produciran a partir del dia 1600 con un caudal de 300 BPD, se espera conesto incrementar la produccion de petroleo, los pozos han sido puestosestrategicamente basados en el estudio de las zonas con mas saturacion depetroleo y donde se espera tener una buena presion. La situacion de esta etapaqueda asi:

TERCERA ETAPA: Para esta etapa se perfora un pozo mas que sera parainyectar (P-14), se cerrara el pozo P-X1 debido a que su produccion declino acondisiones de abandono, se reacondicionaran los pozos P-X2 y P-10 parausarlos como pozos inyectores, esta etapa comprendera desde el dia 2200

1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-4

5 P-X2

6 P-X1

7

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

# DE POZOS NOMBRE X Y Z

12 P-12 15 4 1

13 P-13 17 4 1

UBICACIÓN DE LOS POZOS

1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-4 P-12 P-13

5 P-X2

6 P-X1

7

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


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aproximadamente, lo que se espera con esto es mantener la presion y evitar sucaida brusca evitando al mismo tiempo la excesiva liberacion del gas en solucion,

todo con el fin de recuperar la mayor cantidad de petroleo.La situacion quedara de la siguiente manera:

ETAPA FINAL: buscando mantener la recuperacion de petroleo de los pozos P-11y P13 se perforara otro pozo inyector (P-15) y se reacondicionara el pozo P-4 parainyectar agua, según los datos que el BOAST nos proporciona este pozo ya noproduce con caudales aceptables siendo el agua el fluido que mas produce, estaetapa compresdera desde el dia 4000 (aproximadamente el año 11) hasta el año

20 que es el tiempo fijado para esta simulacion. La situacion quedara de lasiguiente manera:


1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-4 P-12 P-13

5 P-X2

6 P-X1

7 P-14

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-4 P-12 P-13 P-15

5 P-X2

6 P-X1

7 P-14

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


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En la grafica de la saturacion se puede apreciar que se esta recuperando elpetroleo ordenadamente, inyectando agua perifericamente, cuidando de no dejarcamaras saturadas de petroleo, la produccion esta analizada por los siguientesgraficos:

PV WT



1 5153 9368 1927,6 6786 2 4 1

1000 3732 17431 2088,9 6538 4699 13484 1972

2000 2983 27532 2797,5 6150 8015 35056 4372

3005 1737 22637 2271,9 5734 10294 57452 6739

4000 1164 15510 1973,6 5300 11727 80788 8977

5001 826 16400 1955,1 4973 12700 97369 10922

6009 648 15381 2077,6 4825 13438 113330 12959

7300 488 14539 2195,5 4638 14163 132529 15722

DIAS



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Para poder cuidar la produccion de petroleo es que se realiza una inyeccioncontinua de agua, la produccion de gas se vio afectada por la inyeccionmanteniento una presion alta y evitando la excesiva liberacion del gas en soluciones por eso que en la grafica se ven esos picos que coinciden con las etapas deinyeccion.

Se puede apreciar un cambio de tendencia de la presion, con esto se espera teneruna mayor vida productiva del reservorio.

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

C A U D A L

TIEMPO (DIAS)

PRODUCCION


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000


TIEMPO (DIAS)

PRESION (PSIA)

PRESION (PSIA)


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Al finalizar el año 20 de produccion se obtuvo un factor de recuperacion del 28%del petroleo lo cual se considera bueno considerando que la presion aun es alta yse espera poder seguir recuperando hidrocarburos por muchos años mas.

ANÁLISIS ECONÓMICO PARA EL CASO A

Para hacer una mejor evaluación del proyecto se debe hacer la evaluacióneconómica donde se tomaran datos de un Campo vecino los cuales nos servirán

para estimar el costo que nos requerirá este proyecto.

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

V O L U M E N E S

TIEMPO (DIAS)




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C AU DAL P ETR OLEO C AU DAL GAS P ET RO LE O GAS P ETR OL EO GAS TO TAL P ETR OLE O GAS T OT AL I MP UE ST O I NV ERS IO N F LU JO D E C AJ A V AN V AN ACU M 1 5% 2 0% 30 % 40 %


0 20 14 . 5 25 6 10 75 6 47 3, 04 96 8, 04 47 30 4 50 33 ,80 8 523 37 ,80 8 47 30 ,4 30 49 ,3 26 77 79 ,72 6 261 68 ,90 4 48 50 0 - 30 11 0, 82 - 301 10 ,82 - 30 11 0, 82 - 30 11 0, 82 - 301 10 ,8 2 - 301 10 ,82 - 30 11 0, 82

1 2015. 4813 13783 433, 17 1240, 47 43317 6450, 44 49767, 44 4331, 7 3907, 48 8239, 18 24883, 72 0 16644, 54 14861, 20 - 15249, 62 14473, 51 1 3870, 45 1 2803, 49 1 1888, 96

2 2016. 3875 17006 348, 75 1530, 54 34875 7958, 81 4 2833, 81 3487, 5 4821, 20 8308, 70 2 1416, 90 0 13108, 20 10449, 78 - 4799, 85 9911, 68 9102, 92 7756, 33 6687, 86

3 2017. 3498 19247 314,82 1732, 23 31482 9007,60 40489,60 3148,2 5456,52 8604,72 20244,80 0 11640,07 8285,17 3485,33 7653,54 6736, 15 5298,17 4242,01

4 2018. 3515 22867 316, 35 2058, 03 31635 10701, 76 42336, 76 3163, 5 6482, 79 9646, 29 2 1168, 38 9000 2522, 08 1602, 83 5088, 16 1442, 01 1216, 28 883, 05 656, 52

5 2019. 2983 27532 268, 47 2477, 88 26847 12884, 98 39731, 98 2684, 7 7805, 32 1 0490, 02 19865, 99 0 9375, 97 5320, 17 10408, 33 4661, 51 3767, 99 2525, 22 1743, 31

6 2020. 2433 19063 218, 97 1715, 67 21897 8921, 48 3 0818, 48 2189, 7 5404, 36 7594, 06 1 5409, 24 4500 3315, 18 1679, 57 12087, 91 1433, 24 1110, 25 686, 83 440, 29

7 2021. 1951 21613 175,59 1945, 17 17559 10114,88 27673,88 1755,9 6127,29 7883,19 13836,94 0 5953,76 2693,18 14781,09 2238,24 1661, 58 948,83 564,80

8 2022. 1679 22856 151,11 2057, 04 15111 10696,61 25807,61 1511,1 6479,68 7990,78 12903,80 0 4913,03 1984,29 16765,37 1606,08 1142, 61 602,29 332,91

9 2023. 1452 23224 130,68 2090, 16 13068 10868,83 23936,83 1306,8 6584,00 7890,80 11968,42 0 4077,61 1470,43 18235,80 1159,11 790,27 384,52 197,36

10 2024. 1433 23160 128,97 2084,4 12897 10838,88 23735,88 1289,7 6565,86 7855,56 1 1867,94 0 4012,38 1291,88 19527,68 991, 80 648,02 291,05 138,71

11 2025. 1269 24188 114,21 2176, 92 11421 11319,98 22740,98 1142,1 6857,30 7999,40 1 1370,49 0 3371,09 969,11 20496,79 724, 59 453,71 188,10 83, 25

12 2026. 1086 16323 97,74 1469,07 9774 7639,16 1 7413,16 977,4 4627,57 5604,97 8706,58 0 3101,61 796,11 21292,90 579,71 347,87 133,13 54,71

13 2027. 943 16942 84,87 1524,78 8487 7928,86 16415,86 848,7 4803,06 5651,76 8207,93 0 2556,17 585,81 21878,71 415,45 238,91 84,40 32,21

14 2028. 842 16450 75,78 1480,5 7578 7698,60 15276,60 757,8 4663,58 5421,38 7638,30 0 2216,93 453,63 22332,33 313,32 172,67 56,30 19,95

15 2029. 773 16138 69,57 1452,42 6957 7552,58 14509,58 695,7 4575,12 5270,82 7254,79 0 1983,97 362,46 22694,80 243,82 128,77 38,76 12,75

16 2030. 708 15632 63,72 1406,88 6372 7315,78 13687,78 637,2 4431,67 5068,87 6843,89 0 1775,02 289,54 22984,34 189,69 96,01 26,68 8,15

17 2031. 648 15381 58,32 1384,29 5832 7198,31 13030,31 583,2 4360,51 4943,71 6515,15 0 1571,44 228,87 23213,21 146,03 70,83 18,17 5,15

18 2032. 597 14968 53,73 1347,12 5373 7005,02 12378,02 537,3 4243,43 4780,73 6189,01 0 1408,28 183,13 23396,34 113,80 52,90 12,52 3,3019 2033. 546 14828 49,14 1334,52 4914 6939,50 11853,50 491,4 4203,74 4695,14 5926,75 0 1231,61 143,00 23539,34 86,54 38,55 8,42 2,06

20 2034. 505 14678 45,45 1321,02 4545 6869,30 11414,30 454,5 4161,21 4615,71 5707,15 0 1091,44 113,15 23652,49 66,69 28,47 5,74 1,30

3672,45 34797,15 548190,18 146335,52 274095,09 62000 23652,49 18339,53 11564,39 2641,17 -2995,26


Flujo de caja:


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CAMPO MONTEAGUDO



Como se esperaba, la inyeccion de agua permitio obtener mayores ganancias apesar de haber invertido mas, como se puede observar en la grafica una veziniciada la producion siendo ese mismo año el maximo tiempo de exposicion dela empresa con una inversion de 62 MM$u$ la produccion de hidrocarburospermite recuperar esa inversion teniendo como tiempo de pago

aproximadamente en la mitad del segundo año, la utilidad neta es de 23652600$u$ al finalizar el año 20 de produccion.

6.3 CASO B: INYECCION DE GAS

En este caso se usara como fluido de inyeccion el gas para lo cual se hara unanalisis de tiempos y producciones para optimizar la produccion, usando comoherramienta de prediccion el BOAST. El caso se desarrolla de la siguiente manera:

PRIMERA ETAPA: A parte de los 9 pozos productores que ya se tienen serealizara la perforacion de 3 pozos mas (el P-12, P-13 y P-14) para producir, estearreglo sera con el fin de rucuperar mas rapido en petroleo de las zonas massaturadas. La situacion quedara de la siguiente manera:

-40000.00

-30000.00

-20000.00

-10000.00

0.00

10000.00

20000.00

30000.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


TIEMPO (DIAS)

VAN


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CAMPO MONTEAGUDO



SEGUNDA ETAPA: A partir del dia 2000 aproximandamente se perforaran dospozos mas que seran en P-15 para producir y el P-16 para inyeccion de gas,tambien analisando la corrida del boast vemos la necesidad de reacondicionar lospozos P-X2, P-10 y P-12 para usarlos como inyectores debido a que suscaudaldes eran muy bajos, el motivo de hacer esto es para mantener la presionestable y poder recuperar mas petroleo.

ETAPA FINAL: debido a la declinacion de la produccion de los pozos P-4, P-11 yP-15 es que se toma la decision de hacerlos inyectores para que ayuden a barrerlos hidrocarburos presentes aun en el reservorio, lo que se quiere con este casono solo es mantener la presion sino es el de barrrer el petroleo y recupererlo lo

mas rapido posible.

1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-12 P-4 P-13 P-14

5 P-X2

6 P-X1

7

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-12 P-15 P-4 P-13 P-14

5 P-X2 P-16

6 P-X1

7

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


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CAMPO MONTEAGUDO





1

2 P-10 P-8 P-6 P-5 P-7 P-9 P-11

3

4 P-12 P-15 P-4 P-13 P-14

5 P-X2 P-16

6 P-X1

7

8 P-3

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

PV WT



1 6376 11591 2750 6784 11 19 5

1000 4463 21843 3142,5 6452 5667 16401 2896

2000 2467 27411 2346,8 5921 9132 44290 6133

3000 1501 34889 2303 5349 11055 75974 8481

4000 892 16160 1350 4824 12252 113606 10677

5001 657 23496 1295,1 4657 13012 133995 120006009 502 27411 1230,7 4420 13591 159871 13274

7300 346 30111 1119,6 4038 14134 197065 14792

DIAS



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CAMPO MONTEAGUDO



En la grafica de la saturacion se puede apreciar que se esta recuperando elpetroleo ordenadamente, inyectando agua perifericamente, cuidando de no dejar

camaras saturadas de petroleo, la produccion esta analizada por los siguientesgraficos:

Igual que en la inyeccion de agua se muestran picos en la produccion de gasdebido a la inyeccion lo cual evita que se de la liberacion del gas en solucion, larecuperacion del petroleo no es como se esperaba, veremos mas adelante unacomparacion con los otros casos.

0

10000

20000

30000

40000

50000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

C

A U D A L

TIEMPO (DIAS)

PRODUCCION


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000


TIEMPO (DIAS)

PRESION (PSIA)


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CAMPO MONTEAGUDO



Se puede apreciar el efecto de la inyeccion dando una meneo tendencis de sucaida, como se dijo este era uno de los objetivos de lo que se quieria con la

inyeccion de gas.

La produccion tanto del petroleo como la del agua son similares, se tiene mayorrecuperacion de gas aun cuando s equiso evitar la liberacion del gas en solucion ypoder incrementar la recuperacion del petroleo. Se tiene un factor de recuperacion

del 26%.ANÁLISIS ECONÓMICO PARA EL CASO B

Para hacer una mejor evaluación del proyecto se debe hacer la evaluacióneconómica donde se tomaran datos de un Campo vecino los cuales nos serviránpara estimar el costo que nos requerirá este proyecto.

0

50000

100000

150000

200000

250000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

V O L U M E N E S

TIEMPO (DIAS)




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CAMPO MONTEAGUDO



C AUDA L PET RO LEO C AUDAL G AS PET RO LE O G AS PETROLE O G AS TO TA L PET RO LEO G AS T OTA L I MPUE ST O I NVERSIO N F LUJO DE C AJ A VAN VAN A CUM 15% 20% 30% 40%


0 2014. 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 62000 -62000,00 -62000,00 -62000,00 -62000,00 -62000,00 -62000,00 -62000,00

1 2015. 6425 12944 578, 25 1164, 96 57825 6057, 79 63882, 79 5782, 5 3669, 62 9452, 12 31941, 40 0 22489, 27 20079, 71 - 41920, 29 19555, 89 1 8741, 06 1 7299, 44 1 6063, 77

2 2016. 5825 16435 524, 25 1479, 15 52425 7691, 58 60116, 58 5242, 5 4659, 32 9901, 82 30058, 29 0 20156, 47 16068, 61 - 25851, 68 15241, 19 1 3997, 55 1 1926, 90 1 0283, 91

3 2017. 4606 20683 414, 54 1861, 47 41454 9679, 64 51133, 64 4145, 4 5863, 63 10009, 03 25566, 82 0 15557, 79 11073, 73 - 14777, 95 10229, 50 9003, 35 7081, 38 5669, 75

4 2018. 3860 24842 347, 4 2235, 78 34740 11626,06 46366,06 3474 7042, 71 10516,71 23183,03 0 12666,32 8049,68 - 6728,28 7242, 01 6108, 37 4434,83 3297,15

5 2019. 3190 29454 287, 1 2650, 86 28710 13784,47 42494,47 2871 8350, 21 1 1221,21 21247,24 8500 1526, 03 865,91 - 5862,37 758,71 613,28 411, 00 283, 74

6 2020. 2457 27494 221,13 2474, 46 22113 12867,19 3 4980,19 2211, 3 7794, 55 10005,85 17490,10 0 7484, 25 3791,75 - 2070,61 3235, 65 2506, 46 1550,56 993, 99

7 2021. 2021 31067 181,89 2796, 03 18189 14539,36 32728,36 1818, 9 8807, 49 1 0626,39 16364,18 0 5737, 78 2595,48 524,87 2157, 05 1601, 31 914, 41 544, 31

8 2022. 1716 33263 154,44 2993, 67 15444 15567,08 31011,08 1544, 4 9430, 06 10974,46 15505,54 0 4531, 08 1830,03 2354,90 1481, 22 1053, 78 555, 46 307, 03

9 2023. 1438 35305 129,42 3177, 45 12942 16522,74 29464,74 1294, 2 10008, 97 11303,17 14732,37 0 3429, 20 1236,60 3591,50 974,79 664,60 323, 37 165, 97

10 2024. 1200 37345 108 3361,05 10800 17477,46 28277,46 1080 10587,31 11667,31 14138,73 0 2471,42 795,73 4387,23 610,90 399,15 179,27 85,44

11 2025. 1040 39367 93,6 3543,03 9360 18423,76 27783,76 936 11160,54 12096,54 13891,88 0 1795,33 516,12 4903,35 385,89 241,63 100,18 44,33

12 2026. 841 17793 75,69 1601,37 7569 8327,12 15896,12 756,9 5044,32 5801,22 7948,06 0 2146,85 551,04 5454,39 401,26 240,78 92,15 37,87

13 2027. 739 21106 66,51 1899,54 6651 9877,61 16528,61 665,1 5983,55 6648,65 8264,30 0 1615,65 370,27 5824,66 262,59 151,01 53,34 20,36

14 2028. 673 23070 60,57 2076,3 6057 10796,76 16853,76 605,7 6540,35 7146,05 8426,88 0 1280,84 262,08 6086,74 181,02 99,76 32,53 11,53

15 2029. 609 24817 54,81 2233,53 5481 11614,36 17095,36 548,1 7035,62 7583,72 8547,68 0 963,96 176,11 6262,85 118,47 62,57 18,83 6,20

16 2030. 553 26296 49,77 2366,64 4977 12306,53 17283,53 497,7 7454,92 7952,62 8641,76 0 689,15 112,41 6375,27 73,65 37,27 10,36 3,16

17 2031. 502 27411 45,18 2466,99 4518 12828,35 17346,35 451,8 7771,02 8222,82 8673,17 0 450,36 65,59 6440,86 41,85 20,30 5,21 1,48

18 2032. 453 28285 40,77 2545,65 4077 13237,38 17314,38 407,7 8018,80 8426,50 8657,19 0 230,69 30,00 6470,86 18,64 8,67 2,05 0,54

19 2033. 409 28969 36,81 2607,21 3681 13557,49 17238,49 368,1 8212,71 8580,81 8619,25 0 38,43 4,46 6475,32 2,70 1,20 0,26 0,06

20 2034. 368 29720 33,12 2674,8 3312 13908,96 17220,96 331,2 8425,62 8756,82 8610,48 0 -146,34 -15,17 6460,15 -8,94 -3,82 -0,77 -0,17

3503,25 48209,94 601016,688 186893,81 300508,344 70500 6460,15 964,02 -6451,72 -17009,23 -24179,59


Flujo de caja:


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CAMPO MONTEAGUDO



La inyeccion de gas permitio obtener mayores ganancias que el caso base apesar de haber invertido mas en perforaciones, como se puede observar enla grafica una vez iniciada la producion siendo ese mismo año el maximotiempo de exposicion de la empresa con una inversion de 70.5 MM$u$ laproduccion de hidrocarburos permite recuperar esa inversion teniendo como

tiempo de pago aproximadamente en el septimo año, la utilidad neta es de6460150 $u$ al finalizar el año 20 de produccion.

-70000.00

-60000.00

-50000.00

-40000.00

-30000.00

-20000.00

-10000.00

0.00

10000.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20


PERIODO (AÑOS)

VAN


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CAMPO MONTEAGUDO



7 COMPARACIONES ENTRE LOS CASOS


48/56


CAMPO MONTEAGUDO



En los 3 casos se dan una similar recuperacion del petroleo, lo cual nos hacepensar que no vale la pena arriesgar la inversion para poder recuperar maspetroleo, pero aun se debe analisar los otros graficos.

Con el caso base se obtiene mayor recuperacion de gas debido a que no sehace ningun mantenimiento de presion y por ello el gas producido es debidoa la liberacion del gas en solucion.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

C A U D A L ( B P D )

TIEMPO (DIAS)

PRODUCCION DE PETROLEO

CASO BASE CASO A CASO B

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

C A U D A L ( M P C D )

TIEMPO (DIAS)

PRODUCCION DE GAS



49/56


CAMPO MONTEAGUDO



La produccion de agua en los 3 casos es alta aun mas para el caso B, lo quese puede hacer en este caso es usarla como fluido de inyeccion, dandomejores alternativas de uso de las aguas producidas.

Como se esperaba, la inyeccion de agua nos da una mejor mantencion de lapresion del reservorio lo cual es beneficioso para la vida productiva delreservorio.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

C A U D A L ( B P D )

TIEMPO (DIAS)

PRODUCCION DE AGUA


3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000


TIEMPO (DIAS)

PRESION



50/56


CAMPO MONTEAGUDO



0

5000

10000

15000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

V O L U M E N ( M B B L )

TIEMPO (DIAS)

ACUMULADO DE PETROLEO


0

50000

100000

150000

200000

250000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

V O L U M E N ( M M P C )

TIEMPO (DIAS)

ACUMULADO DE GAS

CASO BASE CASOA CASOB

-5000

0

5000

10000

15000

20000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

V O L U M E N ( M B B L )

TIEMPO (DIAS)

ACUMULADO DE AGUA



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CAMPO MONTEAGUDO



5 AÑOS 10 AÑOS 20 AÑOS

CASO BASE 12 18 24

CASO A 15 22 28

CASO B 17 23 26

FACTOR DE RECUPERACION

La produccion acumulada del petroleo es mejor levemente por el caso A, nosucede lo mismo con el acumulado del gas el cual es mejor con el caso

base, estos son los graficos de la simulacion, para tomar una decision decual es la mejor opcion se vera el VAN acumulado:

Comparando las ganancias que nos generan los casos el que mayorrentabilidad nos da es el caso A con corresponde a la inyeccion de agua,

dando una recuperacion mas temprana de la inversion y mayores utilidades.Los factores de recuperacion son los siguientes:

-80000.00

-60000.00

-40000.00

-20000.00

0.00

20000.00

40000.00

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

V A N A C U M U

L A D O

PERIODO (AÑOS)

VAN AL 12%



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7.1 MEJOR CASO DE ANALISIS

Despues de haber analizado detaladamente todos los casos y heber vistotanto los aspectos tecnicos como economicos, se se concluira diciendo quela mejor opcion para explotar este yacimiento sera con inyeccion de agua ya

que sus beneficios sobresalen sobre todos los aspectos, se tiene mayorrecuperacion, una mejor espectativa de vida productiva del reservorio,mejores utiladades, mejor factor de recuperacion, se podra utilizar el aguaproducida para la inyeccion previo tratamiento, estas son las razones por lasque se inclina la decision por el CASO A.

1 2 3

12

18

24

15

22

28

17

2326

FACTOR DE RECUPERACION



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8 CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

El simulador Boast98 es una herramienta de ingeniería muy completa quepermite estimar el comportamiento de la producción de un yacimiento enfunción de una gran variedad de datos que pueden ser introducidas a criteriodel usuario y/o para algunos casos calculados por el software.

Se escogieron 3 alternativas de producción, desde una sencilla con solo 9pozos productores hasta una en donde se inicia con 12 pozos productores,se perforan 2 más para producción y se reacondiciona los 4 primeros para lainyección de agua.

Decidir la mejor alternativa de producción de un pozo es un proceso muycomplejo que incluye el análisis de diversos factores muy importantes. Lautilización de herramientas de ingeniería como el Boast98 presta una granayuda para la elección del mejor esquema de producción.

Si bien esta alternativa devuelve muy buenos resultados estimados con elBOAST, es recomendable probar otras alternativas mas, ya que el tiempo deproducción que se tiene para estas alternativas supera los 20 años y lodeseable es monetizar las reservas lo más pronto posible. Una mayor

inversión en más pozos productores e inyectores, podrían devolver mejorescaudales y mayores factores de recuperación en menos tiempo.


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9. ANEXOS:


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10. BIBLIOGRAFIA

Lee, J. and Wattenbarger, R.A. - Gas Reservoir Engineering

Paris, Magdalena. - Inyección de Agua y Gas en YacimientosPetrolíferos

(Ahmed, Tarek) - Hydrocarbon Phase Behavior

Leonard F[1]. Koederitz - Lecture Notes on Applied ReservoirSimulation

Recuperación Mejorada de Crudos (PDVSA CIED)

SPE Series - Water Flooding

MANUAL DE YACIMIENTO Halliburton

Ahmed, T. - Reservoir Engineering Handbook 3Ed

CIED PDVSA - Simulación de Yacimientos de Petróleos Negros

Escobar Freddy - Fundamentos De Ingeniería De Yacimientos

proyecto-simulacion de reservorios

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