Modelado numérico del entrampamiento de CO2 en un medio poroso durante la inyección alternada de agua y gas (WAG)

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dc.contributor.advisorSandoval Martínez, María Isabel
dc.contributor.advisorMousalli Díaz, Victoria Eugenia
dc.contributor.authorGutiérrez Barrera, Juan Carlos
dc.contributor.evaluatorMarín Cerón, María Isabel
dc.contributor.evaluatorOrtiz Meneses, Andrés Felipe
dc.date.accessioned2025-04-28T21:26:11Z
dc.date.available2025-04-28T21:26:11Z
dc.date.created2025-04-25
dc.date.issued2025-04-25
dc.description.abstractLa inyección alternada de agua y dióxido de carbono (WAG-CO₂) es una técnica prometedora para mitigar la huella de carbono y aumentar la recuperación de hidrocarburos. Este estudio evalúa su aplicación en un sector del Campo Llanito, Formación Mugrosa Zona B, de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, analizando los mecanismos de entrampamiento, su impacto en factor de recobro y capacidad de almacenamiento de CO2. El análisis petrográfico indica estabilidad mineralógica, dominada por silicatos (principalmente cuarzo), limitando el entrampamiento mineral. La evaluación del entrampamiento capilar mediante pruebas de desplazamiento muestra 65.7% de saturación de gas atrapado después de tres ciclos WAG, con efecto de histéresis del 29.6%. A partir de datos sísmicos 2D y registros de pozo (Servicio Geológico Colombiano) se construye un modelo estático, en el cual se evalúa el entrampamiento estructural. La simulación numérica, basada en modelo composicional de ecuación de estado, indica que no se logra miscibilidad al primer contacto crudo-CO2, con una presión mínima de miscibilidad de 3590 psia, siendo la solubilidad el mecanismo de interacción. El modelo dinámico muestra que la inyección WAG bajo condiciones no miscibles reduce la densidad y viscosidad del crudo en ~27%, logra factor de recobro de ~14% y disminuye el corte de agua en ~20% con respecto al escenario de inyección de agua. El sector del Campo Llanito almacena ~0.47 Mton de CO2, siendo el entrampamiento estructural es el mecanismo inicial más importante (70-75% del total), pero su efectividad aumenta significativamente al considerar histéresis (22-25%) y solubilidad (3-5%). El análisis de sensibilidad identifica histéresis, solubilidad y relación Kv/Kh como los factores más influyentes para almacenamiento y recuperación durante un proceso WAG. Se estima un potencial de almacenamiento para el Campo Llanito de 4.788 Mton, un porcentaje de retención de CO2 del 56% y una recuperación incremental de ~5%.
dc.description.abstractenglishWater-alternating-gas injection with carbon dioxide (WAG-CO₂) is a promising technique for reducing the carbon footprint and enhancing hydrocarbon recovery. This study evaluates its application in a sector of the Llanito Field, Mugrosa Formation Zone B, Middle Magdalena Basin, through the analysis of trapping mechanisms and their impact on the recovery factor and CO₂ storage capacity. Petrographic analysis indicates mineralogical stability, dominated by silicates (mainly quartz), which limits mineral trapping. Capillary trapping evaluation through core flooding shows a trapped gas saturation of 65.7% after three WAG cycles, with a hysteresis effect of 29.6%. A static model was built using 2D seismic data and well logs (Colombian Geological Survey) to assess structural trapping. Numerical simulation, using a compositional equation-of-state model, indicates no first-contact miscibility between crude oil and CO₂, with a minimum miscibility pressure of 3590 psia, making solubility the main interaction mechanism. The dynamic model shows that non-miscible WAG injections reduce crude oil density and viscosity by ~27%, achieves a recovery factor of ~14%, and decreases the water cut by ~20% compared to water injection. The studied sector of the Llanito Field stores approximately 0.47 Mton of CO2, with structural trapping as the dominant initial mechanism (70-75% of total storage). However, its effectiveness increases significantly when considering hysteresis (22-25%) and solubility (3-5%). Sensitivity analysis identifies hysteresis, solubility, and the vertical-to-horizontal permeability ratio (Kv/Kh) ratio as the most influential factors in storage and recovery in a WAG process. The estimated storage potential for the Llanito Field is 4.788 Mton, with a CO₂ retention percentage of 56% and an incremental oil recovery of approximately 5%.
dc.description.cvlachttps://scienti.minciencias.gov.co/cvlac/visualizador/generarCurriculoCv.do?cod_rh=0000133935
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Geofísica
dc.description.orcidhttps://orcid.org/0000-0002-4765-3776
dc.format.mimetypeapplication/pdf
dc.identifier.instnameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponameUniversidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourlhttps://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.urihttps://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/45375
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ciencias
dc.publisher.programMaestría en Geofísica
dc.publisher.schoolEscuela de Física
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coarhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAtribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-NC-ND 2.5 CO)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subjectCuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM)
dc.subjectMecanismos de entrampamiento de fases
dc.subjectCapacidad de almacenamiento de CO₂
dc.subjectHistéresis
dc.subjectPresión mínima de miscibilidad (PMM)
dc.subjectSimulación composicional
dc.subject.keywordMiddle Magdalena Basin (MMB)
dc.subject.keywordPhase trapping mechanisms
dc.subject.keywordCO₂ storage capacity
dc.subject.keywordHysteresis
dc.subject.keywordMinimum miscibility pressure (MMP)
dc.subject.keywordNumerical simulation
dc.titleModelado numérico del entrampamiento de CO2 en un medio poroso durante la inyección alternada de agua y gas (WAG)
dc.title.englishNumerical Modeling of CO₂ Trapping within a Porous Medium during a Water-Alternating-Gas (WAG) Injection
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestría
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