Resumen:
El presente trabajo busca encontrar la estrategia de producción más eficiente que permita la máxima recuperación de petróleo durante la vida productiva de un pozo de un yacimiento del oriente ecuatoriano.
Para tal efecto, se realizó un estudio detallado de tres pozos representativos del yacimiento que presentaban espesores de zona de pago diferentes. El trabajo comprende una serie de pasos que forman parte del proceso de administración de un reservorio cuyo objetivo es lograr la mayor eficiencia en la producción.
Se comenzó con un análisis de la historia de completación de cada uno de los pozos que involucra todos los trabajos y pruebas que se hayan realizado en ellos. Con el uso de la información recabada de las pruebas de presión, datos de presión de los sensores in situ y caudales de producción de agua y petróleo fue posible realizar un análisis de presión transiente. Se realizó un modelo individual cartesiano del área de influencia de cada pozo y fue construido en el simulador Eclipse 100 donde se realizó un ajuste histórico de presión y tasas de producción para luego iniciar el proceso de predicciones en los cuales se simuló diferentes estrategias de producción tales como: completación concéntrica dual, incremento del intervalo perforado en la zona de pago, completación concéntrica dual y reinyección de agua producida, sidetrack y pozo horizontal obteniendo resultados muy interesantes como la conificación inversa y otros fenómenos como la eficacia mostrada por la producción a través de toda la zona de pago y de diez pies del acuífero.
