Evaluación Técnica del Recobro Mejorado Álcali-Surfactante-Polímero en un Campo Maduro en la Cuenca de Los Llanos Orientales Empleando Simulación Numérica

Hernández Cachaya, Adriana

Evaluación Técnica del Recobro Mejorado Álcali-Surfactante-Polímero en un Campo Maduro en la Cuenca de Los Llanos Orientales Empleando Simulación Numérica

dc.contributor.advisor	Romero Cueto, Adriana
dc.contributor.author	Hernández Cachaya, Adriana
dc.contributor.evaluator	Muñoz Navarro, Samuel Fernando
dc.contributor.evaluator	Gambús Ordaz, Maika Karen
dc.date.accessioned	2022-09-22T14:50:54Z
dc.date.available	2022-09-22T14:50:54Z
dc.date.created	2022-09-12
dc.date.issued	2022-09-12
dc.description.abstract	El presente trabajo evalúa la producción incremental a obtener en un proceso de recobro químico por inyección de Álcali-Surfactante-Polímero (ASP), posterior a un proceso de inyección de agua, en un canal fluvial de la unidad C5 del campo Caño Limón. Un modelo sectorial fue construido con ajuste histórico que representa las complejidades geológicas y dinámicas del canal de estudio; el modelo permitió predecir los rangos de recobro de aceite final a obtener si se continuara con el proceso de inyección de agua actual o si se optimizan las condiciones operacionales de producción e inyección de los pozos activos en el canal. La inyección de ASP fue simulada mediante la integración de los diseños y los resultados de las pruebas de laboratorio, que reflejaron las interacciones de los químicos con la roca y los fluidos de la formación de la unidad C5. Estas pruebas permitieron obtener el diseño inicial de los baches de inyección junto con los rangos de aplicación de los químicos, para posteriormente evaluar múltiples escenarios de recobro de aceite con diferentes diseños de inyección. Estos diseños de inyección alternativos se lograron ajustando las concentraciones de los químicos, los volúmenes porosos a inyectar y las condiciones de producción e inyección de los pozos activos del canal. Finalmente, se estimaron los volúmenes de reservas incrementales de los escenarios de recobro químico por ASP, comparados con los escenarios base y optimizado de inyección de agua. Como resultado de este estudio, los múltiples escenarios de recobro generados con sus consumos de químicos requeridos, podrán ser empleados en las evaluaciones económicas del proyecto y permitirá seleccionar la mejor opción técnico-económica a ser implementada en un futuro en el proyecto.
dc.description.abstractenglish	This project evaluates the incremental oil reserves to be obtained in a chemical enhanced oil recovery process by injection of Alkali-Surfactant-Polymer (ASP) after a water injection process, in a fluvial channel of C5 unit in Caño Limón field. A sector model was built with history match that represents the geological and dynamic complexities inherent to this deposit environment, to later predict the range of the final oil recovery to be obtained if the current water injection process is continued or if the operational conditions for production and injection are optimized. ASP injection was simulated by integrating designs and laboratory tests results carried out in the C5 unit, in a way that the interactions of the chemicals with the rock and the formation fluids of the study unit are reflected. These tests made it possible to obtain the initial design of the slugs with the application ranges of the chemicals, in order to evaluate multiple oil recovery scenarios for different injection designs. The alternative designs were achived by adjusting the concentrations of the chemicals, the pore volumes to be injected, and the production and injection conditions of the wells. Finally, the incremental reserves to be obtained from the chemical recovery scenarios by ASP were estimated compared to the base and optimized cases of water injection. As a result of this study, the multiple recovery scenarios generated with their required chemical consumption may be used in the economic evaluations of the project, and will allow choosing the best technical-economical option to be implemented in the future in the project.
dc.description.degreelevel	Maestría
dc.description.degreename	Magíster en Ingeniería de Petróleos y Gas
dc.format.mimetype	application/pdf
dc.identifier.instname	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponame	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourl	https://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.uri	https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/11709
dc.language.iso	spa
dc.publisher	Universidad Industrial de Santander
dc.publisher.faculty	Facultad de Ingeníerias Fisicoquímicas
dc.publisher.program	Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas
dc.publisher.school	Escuela de Ingeniería de Petróleos
dc.rights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coar	http://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.rights.creativecommons	Atribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.license	Attribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.uri	http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subject	Yacimientos
dc.subject	simulación numérica
dc.subject	ASP
dc.subject	EOR
dc.subject	ALCALI-SURFACTANTE-POLIMERO
dc.subject.keyword	Reseroirs
dc.subject.keyword	Numerical Simulation
dc.subject.keyword	ASP
dc.subject.keyword	EOR
dc.subject.keyword	ALKALI-SURFACTANT-POLYMER
dc.title	Evaluación Técnica del Recobro Mejorado Álcali-Surfactante-Polímero en un Campo Maduro en la Cuenca de Los Llanos Orientales Empleando Simulación Numérica
dc.title.english	Technical evaluation of enhanced recovery alkali-surfactant-polymer in a mature field in los llanos orientales basin using numerical simulation
dc.type.coar	http://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.hasversion	http://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.local	Tesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestría
dspace.entity.type