Evaluación de la configuración de dos pozos horizontales para el control de la conoficación de agua en un yacimiento colombiano no volumétrico de crudo pesado, mediante la simulación numérica de yacimientos

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dc.contributor.advisorNavarro García, William
dc.contributor.advisorOchoa Delgado, Ramon Uriel
dc.contributor.authorRodríguez Fajardo, John Edinson
dc.date.accessioned2024-03-03T19:59:41Z
dc.date.available2013
dc.date.available2024-03-03T19:59:41Z
dc.date.created2013
dc.date.issued2013
dc.description.abstractEn Colombia, actualmente las reservas de crudo pesado son alrededor del 49% de las reservas totales, parte de estas se encuentran en la cuenca de los llanos en campos influenciados por un acuífero activo. Este tipo de campos se caracterizan por el mantenimiento de la presión y la producción temprana de agua debido al problema de conificación, el cual causa el rápido incremento del corte de agua hasta el límite económico con petróleo remanente producible. En este trabajo se evaluó una solución para contrarrestar el problema de conificación de agua en pozos horizontales en yacimientos de crudo pesado. Para demostrar la efectividad de la aplicación de la técnica se comparó con otras configuraciones de pozos en un modelo conceptual, con propiedades características de yacimientos de crudo pesado. Posteriormente con las condiciones consideradas se realizó un análisis de sensibilidad para determinar el efecto de los parámetros operacionales y de yacimiento sobre el factor de recobro. Los resultados obtenidos de las simulaciones fueron analizados y considerados en el modelo real de un sector de un campo colombiano ubicado en la cuenca de los llanos, determinando la configuración óptima de dos pozos horizontales para aumentar la tasa de producción de petróleo, el tiempo de producción y las reservas recuperables por la disminución de la producción de agua en el pozo horizontal proyectado en la zona de aceite, no obstante debido a las características del sector del modelo de yacimiento, los costos de tratamiento de altas tasas de producción de agua contaminada disminuyen la viabilidad del proyecto, viéndose más rentable la perforación de un pozo horizontal.
dc.description.abstractenglishIn Colombia, actually heavy oil reserves are about 49% of total reserves. Parts of these reserves are in the Llanos basin in oil field with bottom water drive. These oil fields are characterized by pressure maintenance and early water production due to coning problem, which causes the rapid increase in water cut to the economic limit with producible remaining oil. This study evaluated a solution to counter the water coning problem in horizontal wells in heavy oil reservoirs. In order to demonstrate the effectiveness of the technique application, it was compared with other wells configurations on a conceptual model, with properties that are characteristic of heavy oil reservoirs. Later with the conditions considered, it was performed a sensitivity analyzes to determine the effect of both operational and reservoir parameters over the recovery factor. The results of the simulations were analyzed and considered in the real model of a sector of a Colombian oil field located in the Llanos basin, determining the optimal configuration of two horizontal wells to increase the oil production rate, production time and recovery factor for water production decrease in the horizontal well projected to the oil zone, however, the characteristics of the reservoir model sector, the treatment costs of high production rates contaminated water, by the lower horizontal well location in the transition zone, decreases project feasibility being more profitable the option of a horizontal well.
dc.description.degreelevelPregrado
dc.description.degreenameIngeniero de Petróleos
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.identifier.instnameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourlhttps://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.urihttps://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/28313
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programIngeniería de Petróleos
dc.publisher.schoolEscuela de Ingeniería de Petróleos
dc.rightshttp://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAttribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0
dc.subjectPozos Horizontales
dc.subjectCrudo Pesado
dc.subjectConificación De Agua
dc.subjectSimulación Numérica
dc.subjectYacimientos Con Empuje De Agua Fondo.
dc.subject.keywordHorizontal Wells
dc.subject.keywordHeavy Oil
dc.subject.keywordWater Coning
dc.subject.keywordNumerical Simulation
dc.subject.keywordReservoir With Bottom Water Drive.
dc.titleEvaluación de la configuración de dos pozos horizontales para el control de la conoficación de agua en un yacimiento colombiano no volumétrico de crudo pesado, mediante la simulación numérica de yacimientos
dc.title.englishConfiguration evaluation of two horizontal wells for control water coning in a non-volumetric Colombian heavy oil reservoir through numerical reservoir simulation
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Pregrado
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