DIANA MILENA ALVAREZ FUENTES. COD. 20112106234 MONITORÍA SIMULACIÓN

EJERCICIO

¿Qué ajuste realizaría en el modelo de inyección de agua para tener una mayor producción de aceite? Susténtelo en el modelo que realice.Luego de ejecutar el modelo planteado con las propiedades especificadas, se observa que el pozo inyector genera un efecto en la producción según los siguientes escenarios de eventos:

1. RESULTADOS CON LOS DOS POZOSEl barrido es insuficiente porque se encuentra muy cerca al pozo productor, de modo que el pozo inyector tiene un efecto muy mínimo sobre la producción. Se observa una producción acumulada de agua demasiado alta, lo cual genera pérdidas, pues el objetivo no es producir agua, por tanto el método de recobro es innecesario.Field Total Fluid Oil Gas Water Solvent Polymer ------- ------- ------- ------- ------- (MSTB) (MMSCF) (MSTB) (MMSCF) (MLB) Cumulative Production 936.47 328.36 11745 NA NA Cumulative Injection NA 0 13274 NA NA Cumulative Gas Lift NA 0 NA NA NA Cumulative Water Influx NA NA 0 NA NA Current Fluids In Place 27117 9508.2 9495.5 NA NA Production Rates .07756 .02720 2.1074 NA NA Injection Rates NA 0 2.1950 NA NA

2. OMITIENDO EL POZO INYECTORSe observa una mejor producción acumulada de aceite, lo que permite concluir que en efecto, el pozo inyector no genera los resultados que se esperaran por su ubicación y deficiente barrido de la zona. Field Total Fluid Oil Gas Water Solvent Polymer ------- ------- ------- ------- ------- (MSTB) (MMSCF) (MSTB) (MMSCF) (MLB) Cumulative Production 8381.0 3048.5 .09408 NA NA Cumulative Injection NA 0 0 NA NA Cumulative Gas Lift NA 0 NA NA NA Cumulative Water Influx NA NA 0 NA NA Current Fluids In Place 19673 6788.3 7966.2 NA NA Production Rates .20735 .75878 497e-8 NA NA Injection Rates NA 0 0 NA NA

3. UBICANDO EL POZO INYECTOR EN UN EXTREMOSe concluye que la producción de aceite disminuye por el efecto del pozo inyector, al mismo tiempo que se presenta una alta producción de agua, lo cual es un efecto negativo frente al objetivo del método de recuperación. Se observa una ineficiencia en el barrido de la zona.

Field Total Fluid Oil Gas Water Solvent Polymer ------- ------- ------- ------- ------- (MSTB) (MMSCF) (MSTB) (MMSCF) (MLB) Cumulative Production 7141.4 2504.0 4691.8 NA NA Cumulative Injection NA 0 13170 NA NA Cumulative Gas Lift NA 0 NA NA NA Cumulative Water Influx NA NA 0 NA NA Current Fluids In Place 20912 7332.3 16445 NA NA Production Rates .62690 .21981 1.4836 NA NA Injection Rates NA 0 2.1952 NA NA

DIANA MILENA ALVAREZ FUENTES. COD. 20112106234 MONITORÍA SIMULACIÓN

4. AUMENTANDO A 6000 BLS LA RATA DE AGUAEs evidente el efecto opuesto que tiene este método de recobro, pues se reduce la producción de aceite y se aumenta considerablemente la producción de agua.Field Total Fluid Oil Gas Water Solvent Polymer ------- ------- ------- ------- ------- (MSTB) (MMSCF) (MSTB) (MMSCF) (MLB) Cumulative Production 940.11 329.63 11751 NA NA Cumulative Injection NA 0 13284 NA NA Cumulative Gas Lift NA 0 NA NA NA Cumulative Water Influx NA NA 0 NA NA Current Fluids In Place 27114 9506.9 9499.6 NA NA Production Rates .07567 .02653 2.1095 NA NA Injection Rates NA 0 2.1950 NA NA

5. REDUCIENDO A 1000 BLS LA RATA DE AGUASe reduce la producción acumulada de agua, sin embargo, la producción de aceite no es la que se espera obtener, de modo que no es aconsejable tampoco, pues no se alcanza el barrido requerido.

Field Total Fluid Oil Gas Water Solvent Polymer ------- ------- ------- ------- ------- (MSTB) (MMSCF) (MSTB) (MMSCF) (MLB) Cumulative Production 1027.2 358.71 356.78 NA NA Cumulative Injection NA 0 396.91 NA NA Cumulative Gas Lift NA 0 NA NA NA Cumulative Water Influx NA NA 0 NA NA Current Fluids In Place 27026 9477.9 8006.5 NA NA Production Rates 1.0207 .33822 .98651 NA NA Injection Rates NA 0 .98762 NA NA

6. RATA DE AGUA: 200 BLS BHP= 6000PSIEs posible efectuar este cambio, y se observa que aumenta aunque muy poco la producción de aceite, y disminuye drásticamente la producción de agua, en comparación con el caso 1.

Field Total Fluid Oil Gas Water Solvent Polymer ------- ------- ------- ------- ------- (MSTB) (MMSCF) (MSTB) (MMSCF) (MLB) Cumulative Production 8190.0 2586.0 1073.0 NA NA Cumulative Injection NA 0 1091.6 NA NA Cumulative Gas Lift NA 0 NA NA NA Cumulative Water Influx NA NA 0 NA NA Current Fluids In Place 19864 7250.6 7984.9 NA NA Production Rates .26626 .67685 .19206 NA NA Injection Rates NA 0 .19677 NA NA