Estimación del volumen de petróleo a recuperar del proceso de inyección de agua a partir de nuevas curvas de permeabilidad relativas determinadas por medio de datos de producción en el campo Apiay
The current work presents a methodology to determine new relative permeability curves through production data in the Apiay Field, located in the basin of the Llanos Orientales of Colombia, which is subject to secondary recovery by water injection specifically in the T2 unit (San Fernando Formation)....
- Autores:
- Tipo de recurso:
- Fecha de publicación:
- 2019
- Institución:
- Universidad de América
- Repositorio:
- Lumieres
- Idioma:
- spa
- OAI Identifier:
- oai:repository.uamerica.edu.co:20.500.11839/7721
- Acceso en línea:
- https://hdl.handle.net/20.500.11839/7721
- Palabra clave:
- Curvas de permeabilidad relativa
Inyección de agua
Campo Apiay
Método de predicción de inyección
Relative permeability curves
Water injection
Apiay Field
Injection prediction method
Tesis y disertaciones académicas
- Rights
- License
- Atribución – No comercial
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Estimación del volumen de petróleo a recuperar del proceso de inyección de agua a partir de nuevas curvas de permeabilidad relativas determinadas por medio de datos de producción en el campo ApiayEstimation of the oil volume to be recovered from the water injection process from new relative permeability curves determined by production data in the Apiay fieldCurvas de permeabilidad relativaInyección de aguaCampo ApiayMétodo de predicción de inyecciónRelative permeability curvesWater injectionApiay FieldInjection prediction methodTesis y disertaciones académicasThe current work presents a methodology to determine new relative permeability curves through production data in the Apiay Field, located in the basin of the Llanos Orientales of Colombia, which is subject to secondary recovery by water injection specifically in the T2 unit (San Fernando Formation). With their obtaining, these curves were used in the Buckley-Leverett water injection prediction method in the Sahara software, in order to estimate the volume of oil to be recovered in three field injection patterns. In this way, it was evident that the proposed methodology to find the curves worked only for one of the three sub-layers that make up the T2 formation, where it was found that, on average, the volume of oil to be recovered calculated from the new curves Kr is 6.9, 10.5, and 196.2 times larger than the volume of oil to recover calculated from the current curves in each of the three injection patterns respectively. In this sense, the results showed that the new curves correctly described the ability of fluids to flow within the reservoir and that the methodology represents an option to reduce uncertainty in the predictions of oil to recover.En el presente trabajo se presenta una metodología para determinar nuevas curvas de permeabilidad relativa mediante datos de producción en el Campo Apiay, ubicado en la cuenca de los llanos orientales de Colombia, el cual está sometido a recuperación secundaria por inyección de agua específicamente en la unidad T2 (Formación San Fernando). Con su obtención, estas curvas se utilizaron en el método de predicción de inyección de agua Buckley-Leverett en el software Sahara, con la finalidad de estimar el volumen de petróleo a recuperar en tres patrones de inyección del campo. De esta manera, se evidencio que la metodología propuesta para hallar las curvas funcionó únicamente para una de las tres subcapas que componen la formación T2, en donde se encontró que, en promedio, el volumen de petróleo a recuperar calculado a partir de las nuevas curvas de Kr es 6.9, 10.5, y 196.2 veces más grande que el volumen de petróleo a recuperar calculado a partir de las curvas actuales en cada uno de los tres patrones de inyección respectivamente. En este sentido, los resultados evidenciaron que las nuevas curvas describieron correctamente la habilidad de los fluidos a fluir dentro del yacimiento y que la metodología representa una opción de disminuir la incertidumbre en las predicciones de petróleo a recuperar.Ecopetrol S.A.Fundación Universidad de AméricaZárate Sanabria, Andrés EduardoLeón Rodríguez, Diego FernandoPardo Carranza, Christian Mauricio2019-12-06T16:29:49Z2019-12-06T16:29:49Z2019-11-01bachelorThesishttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1fapplication/pdfapplication/pdfAPA 6th - León Rodríguez, D. F. y Pardo Carranza, C. M. (2019) Estimación del volumen de petróleo a recuperar del proceso de inyección de agua a partir de nuevas curvas de permeabilidad relativas determinadas por medio de datos de producción en el campo Apiay (Trabajo de grado). Fundación Universidad de América. Retrieved from http://hdl.handle.net/20.500.11839/7721https://hdl.handle.net/20.500.11839/7721Atribución – No comercialhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2spaoai:repository.uamerica.edu.co:20.500.11839/77212025-02-01T08:01:11Z |
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The current work presents a methodology to determine new relative permeability curves through production data in the Apiay Field, located in the basin of the Llanos Orientales of Colombia, which is subject to secondary recovery by water injection specifically in the T2 unit (San Fernando Formation). With their obtaining, these curves were used in the Buckley-Leverett water injection prediction method in the Sahara software, in order to estimate the volume of oil to be recovered in three field injection patterns. In this way, it was evident that the proposed methodology to find the curves worked only for one of the three sub-layers that make up the T2 formation, where it was found that, on average, the volume of oil to be recovered calculated from the new curves Kr is 6.9, 10.5, and 196.2 times larger than the volume of oil to recover calculated from the current curves in each of the three injection patterns respectively. In this sense, the results showed that the new curves correctly described the ability of fluids to flow within the reservoir and that the methodology represents an option to reduce uncertainty in the predictions of oil to recover. |
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