Desarrollo de una metodología para cuantificar y estimar la distribución de la saturación de aceite remanente en yacimientos estratigráficamente complejos durante el periodo de producción primaria

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dc.contributor.advisorMunoz Navarro, Samuel Fernando
dc.contributor.advisorSoto Tavera, Claudia Patricia
dc.contributor.authorJiménez Diaz, Robinson
dc.date.accessioned2024-03-03T18:18:37Z
dc.date.available2010
dc.date.available2024-03-03T18:18:37Z
dc.date.created2010
dc.date.issued2010
dc.description.abstractLa determinación de la saturación de petróleo remanente (SOR) durante el período de producción primaria, constituye un tópico de investigación de suma importancia, ya que la implementación de procesos de recuperación adicional debe basarse en el conocimiento del volumen de aceite aún presente en el yacimiento y en la forma en que se encuentra distribuido espacialmente este aceite en el medio poroso. Por tal motivo, es importante el desarrollo de una metodología que permita cuantificar y estimar la forma en que se distribuye el petróleo remanente en un yacimiento estratificado durante la etapa de producción primaria, de modo que puedan concentrarse los esfuerzos en procesos de recuperación adicional sobre aquellas unidades de flujo que exhiban un mayor potencial de aporte a la producción, en función de la fracción de aceite remanente y de la capacidad de flujo que éstas presenten. La metodología planteada parte de un balance de masa global aplicado al sistema bajo estudio, cuyo principal resultado es la cuantificación de la SOR. Este modelo está en función de saturaciones iniciales, del volumen de petróleo producido y del comportamiento de la presión en el yacimiento, la cual se debe considerar para evaluar la variación de parámetros PVT y la compresibilidad del medio poroso. Adicionalmente, la discriminación de producción en yacimientos multicapa se hace mediante la aplicación de un balance de cantidad de movimiento en conjunto con la determinación de las capacidades de flujo de cada capa, para de este modo establecer la distribución de saturaciones de petróleo remanente. Esta metodología se puede alimentar con datos de campo, información disponible en la literatura técnica o con resultados preliminares arrojados por modelos de simulación numérica. 1
dc.description.abstractenglishDetermination of remaining oil saturation (ROS) during primary production phase is a valuable research topic, because accomplishment of enhanced oil recovery (EOR) processes must be based in knowledge of oil volume at reservoir conditions and how this oil is spatially distributed at the porous media. In this sense, a model that allows quantification and spatial distribution of remaining oil in a complex stratigraphic reservoir in primary production stage will be a helpful tool, due to flow units with potentially high capacity to contribute to global production, could be identified in function of remaining oil fraction in each one of them. The proposed model originates from a overall mass balance applied to the reservoir system under study; main result of is remaining oil saturation quantification. This model depends on initial fluid saturations; oil produced and pressure behavior, which affects PVT properties of reservoir fluids and rock compressibility. In multilayer reservoirs, a momentum balance (modified Darcy´s Law) along with flow capacities (Kh) in each layer is applied to describe the discrimination in production through each layer. Thus, remaining oil saturation distribution can be established. Model´s input data could be technical literature information or available field data. A conceptual numerical simulation was made to evaluate results in terms of remaining oil saturation distribution, with very good agreement among those thrown by the model and numerical simulator. 2
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/20.500.14071/24654
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.subjectSaturación de aceite remanente
dc.subjectRecobro mejorado de hidrocarburos
dc.subjectBalance de masa
dc.subjectSimulación numérica de yacimientos
dc.subjectCapacidad de flujo
dc.subjectregistros PLT.
dc.subject.keywordRemaining oil saturation
dc.subject.keywordEnhanced oil recovery
dc.subject.keywordMass balance
dc.subject.keywordNumerical simulation of reservoirs
dc.subject.keywordFlow capacity
dc.subject.keywordPLT logs.
dc.titleDesarrollo de una metodología para cuantificar y estimar la distribución de la saturación de aceite remanente en yacimientos estratigráficamente complejos durante el periodo de producción primaria
dc.title.englishDevelopmente of a methodology to estimate and quantify remaining oil saturation (ros) distribution in complex stratigraphic reservoirs during primary production period2
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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