Estudio del Modelo Estático y Dinámico del yacimiento a del Campo Pañacocha para recuperación Secundaria por Inyección de Agua

Leiva Montalvo, Paola Alexandra; Mayalica Dalgo, Diego Alberto

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Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra
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Tesis de Maestría en Petróleos
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dc.contributor.advisor	Arcentales Bastidas, Danilo Andrés, Director
dc.contributor.author	Leiva Montalvo, Paola Alexandra
dc.contributor.author	Mayalica Dalgo, Diego Alberto
dc.creator	ESPOL.FICT
dc.date.accessioned	2025-02-05T15:21:21Z
dc.date.available	2025-02-05T15:21:21Z
dc.date.issued	2023
dc.identifier.citation	Leiva Montalvo, P. A. y Mayalica Dalgo, D. A. (2023). Estudio del Modelo Estático y Dinámico del yacimiento a del Campo Pañacocha para recuperación Secundaria por Inyección de Agua. [Proyecto de Titulación]. ESPOL.FICT .
dc.identifier.uri	http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63530
dc.description	El campo Pañacocha, descubierto en 1994 con el pozo Pañacocha-2, cuenta con seis reservorios que producen en total 6,000 barriles por día (BPPD) de crudo, con una gravedad entre 12°API y 29°API. El yacimiento arenisca A, el más ligero del campo, ha visto una notable disminución en su presión principal, afectando su productividad y recuperación de reservas. Ubicado en el bloque 12 de la Amazonía ecuatoriana, se han perforado actualmente 30 pozos, varios de los cuales incluyen el yacimiento arenisca A. Según datos de EP Petroecuador en 2022, el yacimiento arenisca A reportó un petróleo original en sitio de 20.69 millones de barriles, con un factor de recobro del 15.8%. Actualmente, la presión del yacimiento es de 800 PSI. El objetivo del proyecto es desarrollar un modelo estático y dinámico del yacimiento utilizando los programas Petrel y Eclipse, con el fin de implementar un proyecto piloto de recuperación secundaria por inyección de agua, que busque aumentar tanto la presión del yacimiento como el factor de recobro. El análisis de incertidumbre y ajuste histórico de presión y producción evaluó la fiabilidad del modelo al comparar datos reales y simulados, encontrando un margen de error mínimo. Se prevé que la inyección de agua podría incrementar el factor de recobro del yacimiento A en un 8% adicional en 10 años, bajo ciertas condiciones. Este proyecto tiene el potencial de mejorar los retornos económicos tanto para EP Petroecuador como para el Estado en general
dc.format	application/pdf
dc.format.extent	113 página
dc.language.iso	spa
dc.publisher	ESPOL.FICT
dc.rights	openAccess
dc.subject	El campo Pañacocha
dc.subject	Reservorios
dc.subject	El yacimiento arenisca A
dc.subject	Productividad
dc.subject	Recuperación de reservas
dc.subject	Amazonía Ecuatoriana
dc.title	Estudio del Modelo Estático y Dinámico del yacimiento a del Campo Pañacocha para recuperación Secundaria por Inyección de Agua
dc.type	Magister en Petróleo con Mención en Recuperación Secundaria y Gas
dc.identifier.codigoespol	T-114844
dc.description.city	Guayaquil
dc.description.degree	Escuela superior Politécnica del Litoral
dc.identifier.codigoproyectointegrador	POSTG123
dc.description.abstractenglish	The Pañacocha field, discovered in 1994 with the Pañacocha-2 well, has six reservoirs that produce a total of 6,000 barrels per day (BPPD) of crude oil, with an API gravity ranging from 12° to 29°. The sand reservoir A, the lightest in the field, has experienced a significant decline in its main pressure, affecting its productivity and recovery of reserves. Located in block 12 of the Ecuadorian Amazon, a total of 30 wells have been drilled, several of which include the sand reservoir A. According to data from EP Petroamazonas/EP Petroecuador in 2022, sand reservoir A reported an original oil in place of 20.69 million barrels, with a recovery factor of 15.8%. Currently, the pressure of the reservoir is 800 PSI. The project's objective is to develop a static and dynamic model of the reservoir using Petrel and Eclipse software, aiming to implement a pilot project for secondary recovery through water injection to increase both the reservoir pressure and the recovery factor. The uncertainty analysis and historical pressure and production adjustment evaluated the reliability of the model by comparing actual and simulated data, finding a minimal margin of error. It is anticipated that water injection could increase the recovery factor of reservoir A by an additional 8% over 10 years, under certain conditions. This project has the potential to improve economic returns for both EP Petroecuador and the State in general.