Evaluación de la inyección de un surfactante en una muestra representativa de la Formación Mugrosa mediante simulación numérica a escala de laboratorio

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dc.contributor.advisorGambus Ordaz, Maika Karen
dc.contributor.advisorCeballos Payares, Juan Diego
dc.contributor.authorAlvarado Barrera, Sergio Hernando
dc.contributor.authorHerrera Sanchez, Edgar Manuel
dc.contributor.evaluatorOrtiz Meneses, Andres Felipe
dc.contributor.evaluatorLeon Bermudez, Adan Yovani
dc.date.accessioned2024-09-04T12:38:48Z
dc.date.available2024-09-04T12:38:48Z
dc.date.created2024-09-03
dc.date.embargoEnd2025-09-04
dc.date.issued2024-09-03
dc.description.abstractEn Colombia, la Formación Mugrosa es el tercer yacimiento más grande del país en cuanto a petróleo original en sitio, representando un 10,2% de las reservas probadas. En este yacimiento, no se aplican técnicas de recobro químico como la inyección de surfactantes, puesto que se emplean métodos tradicionales como la inyección de agua. Los surfactantes son químicos que reducen la tensión interfacial agua-aceite facilitando el desplazamiento de crudo. Por esa razón, su aplicación representa una tecnología prometedora para incrementar el factor de recobro en esta formación. Sin embargo, antes de aplicar la técnica a nivel de campo, es necesario desarrollar estudios a nivel de laboratorio para evaluar su factibilidad. Por consiguiente, este trabajo de investigación presenta la evaluación de la inyección de un surfactante en una muestra representativa de la formación Mugrosa mediante simulación numérica a escala de laboratorio. En primer lugar, se representaron dos pruebas de desplazamiento de una inyección de surfactante en un crudo de 164.2 cps para las muestras de roca Berea y Mugrosa. Paso seguido, se realizó un análisis de sensibilidad de los parámetros de tasa de inyección, concentración de surfactante y tamaño del bache del químico y se buscó un escenario óptimo con base en el factor de recobro y la relación químico-aceite (RQA). Por último, se llevó a cabo un análisis de incertidumbre para determinar el impacto de la heterogeneidad de la formación. Los resultados de la simulación indicaron que la tasa de inyección de 0.4321 cm3/min, la concentración de surfactante del 0.1% p/p y un tamaño de bache del químico de 15 minutos conforman la estrategia de aplicación más adecuada para este caso. De igual manera, el análisis de incertidumbre determinó que existe un 90% de probabilidad de obtener un factor de recobro alrededor de 60.61% teniendo en cuenta la heterogeneidad que puede tener la formación.
dc.description.abstractenglishIn Colombia, the Mugrosa Formation is the third largest reservoir in the country in terms of original oil in place, representing 10.2% of proven reserves. Chemical recovery techniques such as surfactant injection are not applied in this reservoir, as traditional methods such as water injection are used. Surfactants are chemical substances that reduce the water-oil interfacial tension, facilitating the displacement of crude oil. Therefore, their application represents a promising technology to increase the recovery factor in this formation. However, before applying the technique at field level, it is necessary to develop studies at laboratory level to evaluate its feasibility. Therefore, this research work presents the evaluation of the injection of a surfactant in a representative sample of the Mugrosa formation by numerical simulation at laboratory scale. First, two displacement tests of a surfactant injection in a 164.2 cps crude oil were performed for the Berea and Mugrosa rock samples. Next, a sensitivity analysis of the injection rate, surfactant concentration and chemical bump size parameters was conducted and an optimal scenario was sought based on the recovery factor and the chemical/oil ratio (COR). Finally, an uncertainty analysis was performed to determine the impact of formation heterogeneity. The simulation results indicated that the injection rate of 0.4321 cm3/min, the surfactant concentration of 0.1% w/w and a chemical bump size of 15 minutes are the most appropriate application strategy for this case. Similarly, the uncertainty analysis determined that there is a 90% probability of obtaining a recovery factor around 60.61% considering the heterogeneity that the formation may have.
dc.description.degreelevelPregrado
dc.description.degreenameIngeniero de Petróleos
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/20.500.14071/44019
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingeníerias Fisicoquímicas
dc.publisher.programIngeniería de Petróleos
dc.publisher.schoolEscuela de Ingeniería de Petróleos
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/embargoedAccess
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coarhttp://purl.org/coar/access_right/c_f1cf
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.subjectheterogeneidad
dc.subjectFormación Mugrosa
dc.subjectEOR
dc.subjectSimulacion
dc.subjectSurfactantes
dc.subject.keywordSimulation
dc.subject.keywordsurfactants
dc.subject.keywordheterogeneity
dc.subject.keywordMugrosa Formation
dc.subject.keywordEOR
dc.titleEvaluación de la inyección de un surfactante en una muestra representativa de la Formación Mugrosa mediante simulación numérica a escala de laboratorio
dc.title.englishEvaluation of surfactant injection in a representative sample of the Mugrosa Formation by numerical simulation at laboratory scale
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Pregrado
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