Plan de desarrollo para la optimización de la producción del Campo Secoya / León Guanín, María José

By: León Guanín, María José
Contributor(s): Barros Pazmiño, David Gerardo [Director de Tesis]
Material type: Mixed materialsMixed materialsPublisher: Quito : Escuela Politécnica Nacional (EPN), 2012Description: 168 hojas ; ilustraciones, + CD 4308Subject(s): Ingenieria de yacimientosOther classification: T-GMP Online resources: Texto completo Dissertation note: FACULTAD DE GEOLOGIA Y PETROLEOS Tesis (Ingeniero de Petróleos). -- Escuela Politécnica Nacional. 2012 Abstract: El proyecto presenta un plan de desarrollo del Campo Secoya, el cual se encuentra actualmente operado por EP. PETROECUADOR, con el principal objetivo de optimizar la recuperación de las reservas, mediante el estudio e integración de varias áreas (geofísica, geología, ingeniería de yacimientos) y así determinar la ubicación optima de pozos para recuperar las reservas remanentes presentes en el campo. El Campo Secoya es un campo ya maduro por su tiempo de producción fue descubierto con la perforación del pozo Secoya W-1 en 1980, y los mejores yacimientos que presenta el campo son las arenas U-inferior y T-inferior ya que presentan las mejores características petrofísicas, arenas que se recomiendan producir en el proyecto. En el primer capítulo se presenta la caracterización del campo Secoya, información relacionada a la ubicación geográfica, estado estructural y estratigráfico de las arenas, situación actual del campo en cuanto a número y estado actual de los pozos, producción y facilidades de superficie actuales del campo. En el segundo capítulo se presenta conceptos generales de las reservas y el tipo de reservas que se encuentran en todas las arenas productoras del campo, así como, conceptos generales del tipo de mecanismo de producción que presenta el mismo; también se realiza la caracterización de las arenas mediante el cálculo de las propiedades tanto de la roca como del fluido tales como: porosidad, permeabilidad, saturación inicial del agua, viscosidad, grado API, factor volumétrico, etc., con lo cual se determina el POES (petróleo original in sitio) y el factor de recobro. Y así realizar la actualización de las reservas del campo mediante el método volumétrico y el método de curvas de declinación, cuyas reservas ascienden a 50 millones de barriles...
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FACULTAD DE GEOLOGIA Y PETROLEOS Tesis (Ingeniero de Petróleos). -- Escuela Politécnica Nacional. 2012

Incluye referencia bibliográfica

El proyecto presenta un plan de desarrollo del Campo Secoya, el cual se encuentra actualmente operado por EP. PETROECUADOR, con el principal objetivo de optimizar la recuperación de las reservas, mediante el estudio e integración de varias áreas (geofísica, geología, ingeniería de yacimientos) y así determinar la ubicación optima de pozos para recuperar las reservas remanentes presentes en el campo. El Campo Secoya es un campo ya maduro por su tiempo de producción fue descubierto con la perforación del pozo Secoya W-1 en 1980, y los mejores yacimientos que presenta el campo son las arenas U-inferior y T-inferior ya que presentan las mejores características petrofísicas, arenas que se recomiendan producir en el proyecto. En el primer capítulo se presenta la caracterización del campo Secoya, información relacionada a la ubicación geográfica, estado estructural y estratigráfico de las arenas, situación actual del campo en cuanto a número y estado actual de los pozos, producción y facilidades de superficie actuales del campo. En el segundo capítulo se presenta conceptos generales de las reservas y el tipo de reservas que se encuentran en todas las arenas productoras del campo, así como, conceptos generales del tipo de mecanismo de producción que presenta el mismo; también se realiza la caracterización de las arenas mediante el cálculo de las propiedades tanto de la roca como del fluido tales como: porosidad, permeabilidad, saturación inicial del agua, viscosidad, grado API, factor volumétrico, etc., con lo cual se determina el POES (petróleo original in sitio) y el factor de recobro. Y así realizar la actualización de las reservas del campo mediante el método volumétrico y el método de curvas de declinación, cuyas reservas ascienden a 50 millones de barriles...

11414 $ 0.20 Ej. 1

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