Paul Amihere-Ackah*, Prof. Raffie Hosein y Benjamin Makimilua Tiimub
La identificación de nuevos yacimientos petrolíferos en tierra en Trinidad y Tobago se ha vuelto casi imposible. Por lo tanto, la
posibilidad de producir la acumulación de hidrocarburos desviada del yacimiento maduro de Catshill se determinó
a través de un plan de desarrollo de yacimiento holístico utilizando inyección de agua. El plan de desarrollo de yacimiento implicó
un estudio detallado de caracterización del yacimiento. Se consideraron dos fases de planes de desarrollo.
(1) Inyección de agua por encima del punto de burbuja para el desarrollo de un nuevo yacimiento
(2) Inyección de agua por debajo del punto de burbuja utilizando datos de campo existentes. El uso eficaz de Petrel ayudó a la construcción
de todos los mapas geológicos del área.
Los mapas generados en Petrel se exportaron a Computer Modelling Group (CMG) para
un estudio detallado de simulación de yacimientos. El petróleo estimado en el lugar fue de 27,541 MMSTB. La producción primaria arrojó un factor de recuperación del 27,2%, que
fue menos de la mitad del petróleo en el lugar. La implementación de la inyección de agua por encima de la presión del punto de burbuja arrojó
un factor de recuperación del 49,8% cuando se produjo durante 10 años. Al inyectar agua por debajo de la presión del punto de burbuja utilizando
un patrón de impulsión de línea escalonada, el factor de recuperación fue del 39,4%. Se puede concluir que el desarrollo de un campo mediante
inyección de agua es mejor cuando la presión es alta. Sin embargo, aún podría haber una recuperación significativa (39,4%) cuando el campo esté
maduro. Económicamente, la producción no será rentable si el precio del petróleo cae por debajo de los 46 USD/bbl.