000 | nam a22 7a 4500 | ||
---|---|---|---|
999 |
_c48728 _d48728 |
||
005 | 20231110062102.0 | ||
008 | 231103e2023 ck ao||fsm||| 00| 0 spa d | ||
040 |
_aCO-NeUS _bspa _erda |
||
041 | _aspa | ||
100 | 1 |
_969947 _aNarváez Bohórquez, Fredy Andrés _eaut |
|
245 | 1 | 0 |
_aFactibilidad técnica para implementación de conformidad de agua en la formación productora de un campo petrolero en el Huila al cual se le está realizando inyección de agua como método de recobro / _cFreddy Andrés Narváez Bohórquez; Director Freddy Humberto Escobar Macualo |
256 | _aDatos electrónicos (1 archivos:4550 MG) | ||
264 | 1 |
_aNeiva: _bUniversidad Surcolombiana, _c2023 |
|
300 |
_a1 CD-ROM (131 páginas); _bdiagramas, ilustraciones en general, tablas o cuadros; _c12 cm |
||
336 |
_2rdacontent _atxt _btxt |
||
337 |
_2rdamedia _ac _bcd |
||
338 |
_2rdacarrier _acd _bcd |
||
347 |
_2rda _atexto _bpdf |
||
502 |
_aTesis _bIngeniero de Petróleos _cUniversidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Ingeniería de Petróleos. _d2023 |
||
505 | _aIntroducción -- Objetivos, general, específicos -- Capítulo 1. Recuperación secundaria, generalidades, inyección de agua -- Capítulo 2. Recuperación secundaria en el Huila, historia de la industria petrolera en el Huila, proyectos de recuperación secundaria en el Huila -- Capítulo 3. Descripción del proyecto, generalidades campo objeto de estudio, metodología de evaluación técnicas del proyecto -- Capítulo 4. Resultados -- Conclusiones y recomendaciones | ||
520 | _a"El campo objeto de estudio, se ubica en el departamento del Huila (Colombia). Inició su producción primaria en 1988 en flujo natural y posteriormente con sistemas de levantamiento artificial, en 1996 inició la etapa de recuperación secundaria con la implementación de inyección de agua logrando incrementar el factor de recobro del campo a 28.19% al 31 de diciembre de 2022. Se realiza una revisión al seguimiento y evaluación a través del tiempo del proyecto de recobro y al piloto de conformidad química de agua realizada el año 2011. Mediante el uso del simulador CMG con base en el modelo estático del yacimiento, se generó el modelo dinámico, el cual se ajustó con la variación de parámetros necesaria buscando representar de la mejor manera la información histórica del campo y ser utilizado para realizar pronósticos del comportamiento futuro del yacimiento. Se evalúa el estado actual (01/01/2023) de la saturación de aceite en los patrones de inyección activos y en el yacimiento en general, logrando evidenciar 13 oportunidades de aplicación de conformidad de agua que incluyen modificación del perfil de inyección, perforaciones de pozos de relleno (infill), y servicios de acondicionamiento de pozos (workover), las cuales fueron evaluados en corridas de simulación de 5 años. Se detectan 9 escenarios con viabilidad técnica que incrementan el factor de recobro del campo, sin embargo, se requieren las respectivas evaluaciones económicas en función al plan de desarrollo que la empresa operadora del campo tenga previsto para el mismo." | ||
700 | 1 |
_941618 _aEscobar Macualo, Freddy Humberto, _edrt |
|
082 | 0 | 4 |
_221 _aTh IP 552 |
650 | 0 |
_9155963 _aIngeniería de Petróleos _xMétodo de Recobro |
|
942 |
_2Local _cCD _hTh IP 552 _kTh |