Tesis (Ingeniero de Petróleos) -- Universidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería, Programa de Ingeniería de Petróleos, 2017.

Generalidades, historia del campo, localización, geología general del campo, información petrofísica, modelo geo-estadístico, modelo geo-mecánico, cálculos volumétricos, caracterización de fluidos, mecanismos de producción y factor de recobro -- Marco teórico -- Metodología, fuentes de información, consideraciones generales, estructura de la evaluación del proceso de inyección de agua -- Evaluación de la inyección de agua del Campo Tello, historia de producción – inyección, evaluación de presiones, evaluación del factor de recobro -- Evaluación de la inyección de agua a nivel de bloques del Campo Tello, Bloque A,B,C, D, evaluación de presiones, factor de recobro, arenas abiertas, distribución de producción por arenas, comportamiento histórico de producción -- Diagnostico proceso de inyección de agua -- Pozos productores, Tello 5,6,8,9,10,12,13,15,17ST,18ª,25,30,33,34,35ª,36,42,43,44,46,50,51,54ST,55ST,56,57,59ST,62,65 –
Pozos inyectores, Tello4,7,23,26,28,32,37,38,49ST,52,60,61,63.

"El campo Tello es un activo de gran importancia a nivel de reservas con OOIP aproximado de 400 MMbbls; actualmente presenta un factor de recobro promedio del 25%. El recobro secundario por inyección de agua es el que más impacta la producción. Sin embargo de acuerdo a análisis previos de los históricos de perfiles de inyección se identifica que aproximadamente el 60% del agua inyectada presenta un alto grado de recirculación además de que solo se inyecta en el 12% de los intervalos expuestos. Por los anteriores motivos se considera de alto impacto establecer las arenas que han sido sometidas al efecto de inyección, con el fin de re distribuir la inyección.
En este documento se realiza la distribución de fluidos producidos e inyectados para evaluar el sistema inyección-Producción a nivel de bloque y arena del campo Tello. Esta distribución utiliza como herramienta formatos de Microsoft Excel que facilitan el proceso de distribución de fluidos por arenas y el software OFM (Oil Field Manager) para realizar gráficas y el manejo de información del campo. La evaluación se aplica a cada uno de los bloques del campo Tello para buscar oportunidades de mejora en el sistema de inyección-producción.
Los resultados obtenidos y plasmados en el permite hacer recomendaciones y tomar decisiones tales como: aislamiento de arenas, perforación de nuevos pozos inyectores, ajustes de tasas de inyección y operaciones de estimulación que mejore el proceso de inyección-producción que se lleva a cabo en el campo".