Evaluación experimental de la factibilidad de inyección de agua en una formación arcillosa de un campo petrolero del Magdalena Medio colombiano

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dc.contributor.advisorCardenas Montes, Jose Carlos
dc.contributor.authorVillamil Novoa, Fabio Augusto
dc.date.accessioned2024-03-04T00:04:07Z
dc.date.available2018
dc.date.available2024-03-04T00:04:07Z
dc.date.created2018
dc.date.issued2018
dc.description.abstractEl actual trabajo presenta los resultados obtenidos en las evaluación experimental de la factibilidad experimental de inyección de agua para el Campo A, realizada en el Instituto Colombiano del Petróleo. El estudio comprendió la evaluación de la compatibilidad del agua candidata a inyección con el agua de formación (fluido-fluido) y con la roca que constituye el yacimiento (fluido-roca); esta última comprende a su vez la evaluación de la sensibilidad del material arcilloso al cambio de salinidad y la determinación de la tasa critica de flujo. Los resultados obtenidos muestran que los minerales arcillosos presentes en la roca evaluada no son sensibles a los cambios de salinidad ocasionada por la intrusión de agua dulce en el yacimiento. Por otra parte, se determinó que la tasa crítica para las 3 muestras de roca evaluadas se encuentra en valores bastante bajos de entre 1 y 10 cc/min, estableciéndose el fenómeno de migración de finos como el mecanismo de daño principal, causante de severas pérdidas de permeabilidad y que en principio complicarían el proceso de inyección de agua que se piensa implementar en el campo. Para remediar el problema de migración de finos se evaluó el efecto de 2 tratamientos base ácido, enfocados en la disolución del material fino presente en la roca, estos fueron los tratamientos FA1 y FA2, los cuales fueron ajustados para la mineralogía de la formación. Con estos tratamientos se obtuvieron resultados excelentes en cuanto al control del material fino en el medio poroso, reflejado en superlativos aumentos de permeabilidad y en el valor final de la tasa crítica de flujo. 1
dc.description.abstractenglishThis work presents the results obtained from the experimental evaluation of the experimental feasibility of water injection for the Field A, carried out in the Colombian Petroleum Institute. The research include the evaluation of the compatibility between the candidate water with the formation water (fluid-fluid) and also with the rock that constitutes the reservoir (fluid-rock); this includes the evaluation of the sensitivity of the clay material to the salinity changes and the determination of the critical flow rate. The results obtained show that the clay minerals present in the evaluated rock are not sensitive to the salinity changes caused by the intrusion of fresh water into the reservoir. On the other hand, it was determined that the critical rate for the 3 evaluated rock samples have very low values, which are between 1 and 10 cc / min, establishing the phenomenon of fines migration as the main damage mechanism, causing severe losses of permeability which in principle would complicate the process of water injection that is thought to be implemented in the field. To remedy the fines migration problem, it was evaluated the effect of 2 acid-base treatments, focused on the dissolution of the fine material present in the rock, these were the FA1 and FA2 treatments, which were adjusted for the mineralogy of the formation. Excellent results were obtained with these treatments, regarding the control of fine material in the porous medium, reflected in superlative permeability increases and in the final value of the critical flow rate.
dc.description.degreelevelMaestría
dc.description.degreenameMagíster en Ingeniería de Petróleos y Gas
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/20.500.14071/38538
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programMaestría en Ingeniería de Petróleos y Gas
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.subjectInyección De Agua
dc.subjectDaño De Formación
dc.subjectMigración De Finos
dc.subjectTratamientos Para Disolución De Finos.
dc.subject.keywordWater Injection
dc.subject.keywordFormation Damage
dc.subject.keywordMigration Of Fines
dc.subject.keywordTreatments For Dissolving Fines.
dc.titleEvaluación experimental de la factibilidad de inyección de agua en una formación arcillosa de un campo petrolero del Magdalena Medio colombiano
dc.title.englishExperimental evaluation of the feasibility of water injection in an arcillosous formation of a petroleum field of the colombian middle magdalena.*
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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