Análisis del comportamiento de fases del fluido de yacimiento del campo cupiagua sur bajo el escenario de inyección de CO2, gas de separador y sus mezclas

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dc.contributor.advisorSantos Santos, Nicolás
dc.contributor.advisorSoto Tavera, Claudia Patricia
dc.contributor.authorBarrios Ortiz, Wilson
dc.date.accessioned2024-03-03T16:59:54Z
dc.date.available2008
dc.date.available2024-03-03T16:59:54Z
dc.date.created2008
dc.date.issued2008
dc.description.abstractEl campo Cupiagua Sur localizado en el Piedemonte Llanero Colombiano presenta diversas presiones de yacimiento, variación en las propiedades de fluidos y de los contactos. Las condiciones geológicas y termodinámicas combinadas (ejemplo, profundidades, altas temperaturas y de altas presiones, y una columna continua del hidrocarburo) implican un comportamiento de fases y unas propiedades PVT – presión, volumen y temperatura complejas. El desplazamiento con gas surge como una alternativa técnica muy prometedora de recobro mejorado de aceite para este yacimiento. Este estudio discute resultados de una investigación de laboratorio, que incluye los análisis PVT así como los estudios de hinchamiento, para determinar la conveniencia y eficacia de tres gases de inyección para la recuperación del aceite volátil. Los gases investigados son: un gas de separador - contiene 4.8 mol% de CO2, un gas de producción con un 50% de CO2 y 50% de gas del separador y CO2 puro. La gravedad del aceite volátil para el estudio experimental es de ~38° API. La descripción de sistema de hidrocarburos es un factor fundamental en el proceso de caracterización del yacimiento, en los cálculos de hidrocarburos iniciales y en la definición del plan de desarrollo del campo. Esta definición es especialmente relevante en estos yacimientos que contienen “fluidos complejos”, sistemas de hidrocarburos con características físicas altamente sensibles a la presión, temperatura y a los cambios composicionales. Este estudio presenta estudios experimentales de hinchamiento para conseguir una descripción actualizada de los fluidos, el cual es la llave para entender y obtener un modelo matemático para representar el comportamiento dinámico de los fluidos del yacimiento. El objetivo final de este trabajo es desarrollar la capacidad de pronosticar el comportamiento de los pozos para este campo volátil y definir las ventajas técnicas de la inyección del CO2. Esta capacidad se alcanza a través de un riguroso modelamiento composicional y la validación de los resultados de la ecuación (EoS) con datos disponibles del campo a través de una simulación completa del modelo del campo.
dc.description.abstractenglishThe Cupiagua South field lies in the deep Colombian Foothills Belts of the Llanos Basin in Colombia, where different reservoir pressures, fluid properties and contacts are observed. The combined geologic and thermodynamic conditions (i.e. deep, high temperature and high pressure, hydrocarbon sources and a continuous hydrocarbon column) imply complex reservoir fluid phase behavior and PVT properties. Gas displacement appears to be a very promising enhanced oil recovery technique for these reservoirs. This study discusses results of a laboratory investigation, including pressure/volume/temperature - PVT studies and swelling experiments, for assessing the suitability and effectiveness of three injection gases for volatileoil recovery. The gases investigated were a separator gas containing 4.8 mol% CO2, a produced gas with 50% of CO2 and 50% of separator gas and pure CO2. The test volatile-oil ~38° API gravity was collected for the experimental study. The hydrocarbon system description is a fundamental piece in the reservoir characterization process, initial hydrocarbon in place calculations and the definition of the field development plan. This statement is especially relevant to those reservoirs containing “complex fluids”, hydrocarbon systems with physical properties highly sensitive to pressure, temperature and compositional changes This Study presents fundamental swelling experimental studies to get a fluid description update, which is the key to understand and obtain a mathematical model to represent the dynamic behavior of the reservoir fluids. The final objective of this work is to develop a capability of forecasting well deliverability for this Volatile field and define the technical benefits of the CO2 injection. This capability could be achieved through rigorous compositional modelling and validation of model results with available field data through Full Field Model (FFM) simulation.
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Ingeniería de Hidrocarburos
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/20.500.14071/20612
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programMaestría en Ingeniería de Hidrocarburos
dc.publisher.schoolEscuela de Ingeniería de Petróleos
dc.rightshttp://creativecommons.org/licenses/by/4.0/
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.creativecommonsAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.licenseAttribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc/4.0
dc.subjectMiscibilidad
dc.subjectComportamiento de fases
dc.subjectFluidos composicionales
dc.subjectEstudios de hinchamiento
dc.subjectInyección de CO2
dc.subjectModelamiento y Simulación.
dc.subject.keywordMiscibility
dc.subject.keywordPhase behaviour
dc.subject.keywordCompositional Fluids
dc.subject.keywordSwelling studies
dc.subject.keywordCO2 injection
dc.subject.keywordModeling and Simulation.
dc.titleAnálisis del comportamiento de fases del fluido de yacimiento del campo cupiagua sur bajo el escenario de inyección de CO2, gas de separador y sus mezclas
dc.title.englishAnalysis of the phase behaviour of the reservoir fluid of the cupiagua south field under the scenario of co2 injection, separator gas and its mixture
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestria
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