Por favor, use este identificador para citar o enlazar este ítem: http://hdl.handle.net/20.500.14076/1644
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dc.contributor.advisorCataño Cauti, Víctor Francisco-
dc.contributor.authorSalirrosas Cueva, Victor Antenor-
dc.creatorSalirrosas Cueva, Victor Antenor-
dc.date.accessioned2016-08-03T22:37:34Z-
dc.date.available2016-08-03T22:37:34Z-
dc.date.issued1988-
dc.identifier.urihttp://hdl.handle.net/20.500.14076/1644-
dc.description.abstractEn el noroeste del Perú existe un área petrolífera de aproximadamente 725,000 acres, ubicada en la costa del Departamento de Piura. Dentro de dicha área se tienen 149 yacimientos petrolíferos con más de 11,200 pozos y 18 reservorios productivos, los cuales han acumulado más de un billón de barriles de petróleo y en la actualidad, la mayoría de estos yacimientos están en la fase final de su producción primaria. Los reservorios del noroeste han tenido como mecanismo de producción natural, el mecanismo de gas en solución, el cual constituye el mecanismo de producción primaria o natural más ineficiente de los reservorios de petróleo, motivo por el cual, en la actualidad se tienen muchos reservorios con recuperaciones menores del 15% del petróleo original en sitio, existiendo un gran cantidad de petróleo sin energía dentro de los reservorios y parte de este petróleo únicamente puede ser recuperado por métodos de recuperación secundaria y/o terciaria. Debido principalmente a la profunda crisis del mercado internacional petrolero, el cual ha generado inestabilidad de precios del petróleo y a la demora en la aprobación de la nueva Legislación Petrolera, actualmente no se tienen compañías nacionales y/o extranjeras interesadas en realizar inversiones, ya sea en proyectos de exploración, desarrollo primario o de recuperación secundaria. Teniendo en cuenta que cada día es más difícil mantener la producción, tan sólo con el desarrollo primario y/o retrabajos de los campos en actual explotación y los continuos fracasos en la exploración para el descubrimiento de nuevos campos petrolíferos. Ante la necesidad de aliviar el déficit de producción de hidrocarburos del país con respecto a la demanda interna, previsto para el final de la presente década o principios de la siguiente; se hace prioritario la implementación y desarrollo de proyectos de recuperación secundaria en aquellos reservorios en los cuales se tiene la certeza que existe petróleo, el cual puede ser desplazado en forma artificial. El éxito de un proyecto de inyección de agua se basa en gran parte en un planeamiento efectivo que oportunamente integre las acciones que a continuación se indican en la secuencia que a nuestra opiniones la más conveniente. G.1 Disponibilidad de Agua de Inyección. Para la realización del proyecto es necesario disponer de un suministro de 4000 BPD de agua de inyección, tratada de acuerdo con especificaciones de calidad, y a la presión de 3000 psi.es
dc.description.uriTesises
dc.formatapplication/pdfes
dc.language.isospaes
dc.publisherUniversidad Nacional de Ingenieríaes
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/restrictedAccesses
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/es
dc.sourceUniversidad Nacional de Ingenieríaes
dc.sourceRepositorio Institucional - UNIes
dc.subjectPerforación de pozos petroleroses
dc.subjectRecuperación secundaria de petróleoes
dc.subjectTratamiento del aguaes
dc.titleEvaluación de un proyecto de recuperación secundaria por inyección de aguaes
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/bachelorThesises
thesis.degree.nameIngeniero de Petróleoes
thesis.degree.grantorUniversidad Nacional de Ingeniería. Facultad de Ingeniería de Petróleo, Gas Natural y Petroquímicaes
thesis.degree.levelTítulo Profesionales
thesis.degree.disciplineIngeniería de Petróleoes
thesis.degree.programIngenieríaes
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