Evaluación de esquemas de inyección para mejorar el calentamiento areal en un proceso maduro de estimulación cíclica de vapor en pozos horizontales. Campo perteneciente a la cuenca Valle Medio del Magdalena

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dc.contributor.advisorTrigos Becerra, Érika Margarita
dc.contributor.authorSierra Amaris, María Fernanda
dc.date.accessioned2023-04-05T12:16:07Z
dc.date.available2023
dc.date.available2023-04-05T12:16:07Z
dc.date.created2019
dc.date.embargoEnd2024-12-31
dc.date.issued2019
dc.description.abstractLos métodos de recobro mejorado son actualmente la principal estrategia con la que se cuenta para sostener la producción de petróleo, en campo maduros, donde se evidencia un agotamiento de la presión y la producción primaria es muy baja. Bajo este orden de ideas y teniendo en cuenta que el campo de estudio es de crudo pesado, se planteó su desarrollo usando inyección alternada de vapor como principal método de recobro. Hoy en día tras alrededor de 10 años de producción se evidencia una disminución de los potenciales petrolíferos a medida que el número de ciclos ha ido incrementando, especialmente a partir del cuarto ciclo, donde los pozos empiezan a mostrar largos periodos de producción de agua con niveles de producción de crudo muy bajos. En este trabajo se evaluó técnicamente dos esquemas que buscan mejorar los resultados de la inyección alterna de vapor mediante el incremento del área calentada en el campo de estudio. Los esquemas evaluados fueron la inyección secuencial e inyección de vapor alternada en pozos horizontales HASD Mediante el uso de la simulación numérica en un modelo sectorial del campo de estudio, se evaluó los dos esquemas de inyección cíclica de vapor en pozos horizontales propuestos, se realizó análisis de sensibilidad a variables como la tasa de inyección, periodo de inyección y producción, obteniendo como resultado que el esquema óptimo de estimulación cíclica de vapor es el esquema secuencial, con una tasa de inyección de 2600 BWEPD, duración del periodo de producción de 7 meses y un periodo de inyección de 11 días. Los resultados obtenidos son de gran utilidad en la determinación del esquema de desarrollo que se implementara en el campo de estudio, inicialmente a una escala piloto y de acuerdo a los resultados a una expansión comercial.
dc.description.abstractenglishThe enhance recovery methods are currently the main strategy for sustaining the oil production in mature fields, where pressure depletion is evident and primary production is very low. Under this order of ideas and considering that the field of study is a heavy crude, it was proposed using alternating steam injection as the main method of recovery. Today, after about 10 years of production, there is evidence of a decrease in oil potentials as the number of cycles has increased, especially from the fourth cycle, where wells begin to show long production periods of water with very low levels of crude oil production. In this paper, two schemes were technically evaluated that seek to improve the results of the alternating steam injection by increasing the area heated in the field of study. The schematics were the sequential injection and alternating steam injection in horizontal wells HASD. Through the use of numerical simulation in a sectoral model of the field of study, it was evaluated two schematics of cyclic steam injection in horizontal wells, was performed a sensitivity analysis to variables such as injection rate, injection and production periods, resulting that the optimal scheme of cyclic steam stimulation is the sequential scheme, with an injection rate of 2600 BWEPD, production duration of 7 months and an injection period of 11 days. The results obtained are very useful in determining the development scheme to be implemented in the field of study, initially has a pilot scale and according to the results to a commercial expansion.
dc.description.degreelevelEspecialización
dc.description.degreenameEspecialista en Ingeniería de Yacimientos
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/20.500.14071/12925
dc.language.isospa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santander
dc.publisher.facultyFacultad de Ingenierías Fisicoquímicas
dc.publisher.programEspecialización en Ingeniería de Yacimientos
dc.publisher.schoolEscuela de Ingeniería de Petróleos
dc.rightsinfo:eu-repo/semantics/embargoedAccess
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/embargoedAccess
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.licenseAttribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.urihttp://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subjectInyección cíclica de vapor
dc.subjectPozos horizontales
dc.subjectEsquemas de inyección cíclica de vapor
dc.subjectInyección secuencial
dc.subjectHASD
dc.subject.keywordCyclic Steam Injection
dc.subject.keywordHorizontal Wells
dc.subject.keywordSteam Injection Techniques
dc.subject.keywordSequential Well Injection
dc.subject.keywordAlternated Steam Injection HASD
dc.titleEvaluación de esquemas de inyección para mejorar el calentamiento areal en un proceso maduro de estimulación cíclica de vapor en pozos horizontales. Campo perteneciente a la cuenca Valle Medio del Magdalena
dc.title.englishEvaluation of Steam Injection Alternatives to Improve the Reservoir Heat Distribution on a Mature Cyclic Steam Injection Stage through Horizontal Wells Middle Magdalena Valley Basin Field
dc.type.coarhttp://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.hasversionhttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.type.localTesis/Trabajo de grado - Monografía - Pregrado
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