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Title:	Análisis comparativo de los procesos de recuperación secundaria para la producción de petróleo en el Oriente Ecuatoriano: Aplicación de dumpflooding en el campo JM1 e Inyección de agua convencional en el campo JM2
Authors:	Lliguizaca Dávila, Jorge Rodrigo , Director Morejón Jácome, Julio Geovany
Keywords:	Campos Dumpflooding Inyección de agua Recuperación secundaria
Issue Date:	2023
Publisher:	ESPOL.FICT
Citation:	Morejón Jácome, J. G. (2023). Análisis comparativo de los procesos de recuperación secundaria para la producción de petróleo en el Oriente Ecuatoriano: Aplicación de dumpflooding en el campo JM1 e Inyección de agua convencional en el campo JM2. [Proyecto de Graduación]. ESPOL.FICT .
Description:	Este proyecto presenta un análisis comparativo entre sistemas de inyección de agua: dumpflooding en el Campo JM1 y convencional en el Campo JM2, ubicados en la cuenca oriental ecuatoriana. Los campos petroleros ecuatorianos por ser maduros requieren proyectos de recuperación secundaria para mantener su producción. La inyección de agua convencional busca aumentar el recobro de petróleo y la presión del yacimiento, pero presenta desafíos operativos y costos asociados. Por otro lado, la tecnología de dumpflooding permite inyectar agua de una formación productora de agua (Hollín) a otra formación productora (Napo) en un pozo, simplificando la instalación y desinstalación de la completación. El problema por resolver radica en determinar cuál de los dos métodos es más eficiente en los Campos JM1 y JM2, considerando la necesidad de implementar mecanismos de recuperación secundaria en pozos petroleros maduros. La metodología aborda este problema mediante la recopilación de datos de los campos, un análisis de la completación y equipos de superficie, análisis de producción, evaluación de riesgos y desafíos, y un análisis comparativo. Los resultados de la investigación proporcionan información valiosa para la industria petrolera en Ecuador, especialmente para los Campos JM1 y JM2, contribuyendo a decisiones informadas sobre la selección del método de inyección de agua más adecuado en términos técnicos y ambientales. Indicando que el sistema dumpflooding es de aplicabilidad en campos que no dispone facilidades de superficie adecuadas. En los dos casos se obtuvo un incremental de producción importante (267.763 MBBL en el campo JM1 y 800.12 MBBL en campo JM2). Palabras Clave: Campos, Dumpflooding, inyección de agua, recuperación secundaria
metadata.dc.description.abstractenglish:	This project presents a comparative analysis between water injection systems: dumpflooding in Field JM1 and conventional in Field JM2, located in the eastern Ecuadorian basin. Because Ecuadorian oil fields are mature, they require secondary recovery projects to maintain their production. Conventional waterflooding seeks to increase oil recovery and reservoir pressure, but presents operational challenges and associated costs. On the other hand, dumpflooding technology allows water to be injected from a water-producing formation (Hollin) to another producing formation (Napo) in a well, simplifying the installation and removal of the completion. The problem to be solved lies in determining which of the two methods is more efficient in the JM1 and JM2 Fields, considering the need to implement secondary recovery mechanisms in mature oil wells. The methodology addresses this issue by collecting field data, an analysis of completion and surface equipment, production analysis, risk and challenge assessment, and comparative analysis. The research results provide valuable information to the industry oil company in Ecuador, especially for the JM1 and JM2 Fields, contributing to informed decisions on the selection of the most appropriate water injection method in technical and environmental terms. Indicating that the dumpflooding system is applicable in fields that do not have adequate surface facilities. In both cases, a significant increase in production was obtained (267.763 MBBL in the JM1 field and 800.12 MBBL in the JM2 field). Keywords: Fields, dumpflooding, water injection, secondary recovery
URI:	http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63531
metadata.dc.identifier.codigoproyectointegrador:	POSTG125
Appears in Collections:	Tesis de Maestría en Petróleos

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