Resumen de Modelo de simulación matemática para la evaluación de inyección de agua de baja salinidad en la arenisca U Inferior del campo Paka Norte, B15.
Sandra Verónica Durán Yazuma, Diego Gabriel Palacios Serrano
- español
El propósito del presente estudio es establecer si la aplicación de la inyección de agua de baja salinidad (LSW) es efectiva para las condiciones de reservorio y de fluido de la arenisca U Inferior del Campo Paka Norte del B15. Además, busca evaluar la rentabilidad que podría generar un proyecto con esta técnica de recuperación mejorada de petróleo.Para el desarrollo de este proyecto se consideró un flujo de trabajo con el objetivo de procesar y validar la información, construir el modelo dinámico, realizar el ajuste histórico de presión y producción, generar varios casos pronóstico y su respectivo estudio económico.Se estimó un valor de Petróleo Original en Sitio de 79 millones de barriles. La producción del caso base señala que el campo produciría 7,49 millones de barriles de petróleo hasta el año 2028 con un factor de recobro de 10,56%. Los esce-narios de producción señalaron que, en el mejor de los casos, se podría duplicar la producción acumulada y alcanzar un factor de recobro cercano al 20%. Los casos de baja salinidad en general mostraron factores de recobro adicionales de entre 0,5 a 0,6% con respecto a los mismos casos, pero de alta salinidad. El análisis económico determinó que, en todos los escenarios analizados, la inyección de agua de baja salinidad presentaba mayores VAN y TIR, con menores PRI.
- English
The purpose of the present study was to establish if the application of the low salinity water injection (LSW) is ef-fective for the reservoir and fluid conditions of the lower U sandstone in the Paka Norte oilfield of B15. In addition, it was looked for evaluating the profitability that oilfield could generate with this EOR technique.For the development of this project a workflow was considered with the objective of processing and validating the information, building the dynamic model, making the historical adjustment of pressure and production data, gen-erating several forecast cases and their respective economic study.Reservoir model shows that Original Oil in Place was 79 million barrels. The base case pointed out that the oil-field would produce 7.49 million stock tank barrels of oil until 2028 with a recovery factor of 10.56%. Production scenarios indicated that accumulated production could be doubled and a recovery factor of around 20% could be reached. Low salinity cases showed additional recovery factors of 0.5 to 0.6% contrasted with high salinity cases. The economic analysis determined that low salinity water injection had higher NPV and IRR than high salinity water injection.
