Evaluación técnico-financiera de un proceso de inyección cíclica de surfactantes en crudos pesados mediante simulación numérica

Ceballos Payares, Juan Diego

Evaluación técnico-financiera de un proceso de inyección cíclica de surfactantes en crudos pesados mediante simulación numérica

dc.contributor.advisor	Gambús Ordaz, Maika Karen
dc.contributor.advisor	Muñoz Navarro, Samuel Fernando
dc.contributor.author	Ceballos Payares, Juan Diego
dc.contributor.evaluator	Mercado Ojeda, Ronald Alfonso
dc.contributor.evaluator	García Duarte, Hugo Alejandro
dc.date.accessioned	2023-08-09T19:58:04Z
dc.date.available	2023-08-09T19:58:04Z
dc.date.created	2023-08-07
dc.date.issued	2023-08-07
dc.description.abstract	Los yacimientos de crudo pesado son explotados, generalmente, por métodos térmicos como la inyección de vapor, sin embargo, una de las mayores limitantes es la gran cantidad de calor que se puede perder durante el proceso. Como alternativa, surge la inyección de surfactantes, donde es posible formar emulsiones de aceite en agua (O/W) con un tamaño de gota menor al tamaño promedio de los poros y, de esta manera, lograr una emulsión de baja viscosidad. Mediante el uso de la simulación numérica se evaluó un proceso de inyección cíclica de surfactantes en crudos pesados. En primer lugar, se representó una prueba de desplazamiento de una inyección álcali-surfactante en un crudo de 1800 cps. Posteriormente, se escaló el comportamiento a un modelo single-well y se realizó un análisis de sensibilidad de los siguientes parámetros operacionales: concentración de álcali y surfactante, tamaño de bache inyectado, tiempo y tasa de inyección, tiempo de remojo, tiempo de producción y duración por ciclo. Por último, se llevó a cabo una evaluación del proyecto y se determinó el escenario de aplicación más adecuado de la técnica. De esta forma, por medio del análisis de 52 escenarios diferentes de simulación, se determinó que el más adecuado para la técnica es inyectar una formulación de 6000 ppm de Na2CO3 + 6000 ppm de NaOH + 300 ppm de SLES, durante ciclos de 6 meses de duración que consisten en 10 días de inyección a una tasa de 2000 bbls/día, 7 días de remojo y 167 días de producción. Este escenario representa un valor presente neto de 282 mil de dólares, una tasa interna de retorno de 54.45 %, una eficiencia de la inversión de 0.36 y un tiempo de recuperación de 0.81 años.
dc.description.abstractenglish	Heavy oil reservoirs are generally exploited by thermal methods such as steam injection, however, one of the major limitations is the large amount of heat that can be lost during the process. As an alternative, surfactant flooding arises, where it is possible to form oil-in-water (O/W) emulsions with a droplet size smaller than the average pore size and thus achieve a low viscosity emulsion. A cyclic surfactant injection process in heavy oils was evaluated using numerical simulation. First, an alkali-surfactant flooding test in a crude oil with a viscosity of 1800 cps was represented. Subsequently, the behavior was scaled to a single-well model and a sensitivity analysis of the following operational parameters was performed: alkali and surfactant concentration, injected slug size, injection time and rate, soak time, production time and duration per cycle. Finally, an evaluation of the project was carried out and the most appropriate application scenario for the technique was determined. Thus, through the analysis of 52 different simulation scenarios, it was determined that the most suitable for the technique is to inject a formulation of 6000 ppm Na2CO3 + 6000 ppm NaOH + 300 ppm SLES, during 6-month cycles consisting of 10 days of injection at a rate of 2000 bbls/day, 7 days of soaking and 167 days of production. This scenario represents a net present value of $282 thousands of dollars, an internal rate of return of 54.45 %, an investment efficiency of 0.36 and a payback time of 0.81 years.
dc.description.cvlac	https://scienti.minciencias.gov.co/cvlac/visualizador/generarCurriculoCv.do?cod_rh=0001766812
dc.description.degreelevel	Maestría
dc.description.degreename	Magíster en Ingeniería de Hidrocarburos
dc.description.orcid	https://orcid.org/0000-0001-5768-4923
dc.format.mimetype	application/pdf
dc.identifier.instname	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.reponame	Universidad Industrial de Santander
dc.identifier.repourl	https://noesis.uis.edu.co
dc.identifier.uri	https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/14765
dc.language.iso	spa
dc.publisher	Universidad Industrial de Santander
dc.publisher.faculty	Facultad de Ingeníerias Fisicoquímicas
dc.publisher.program	Maestría en Ingeniería de Hidrocarburos
dc.publisher.school	Escuela de Ingeniería de Petróleos
dc.rights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.accessrights	info:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coar	http://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.rights.creativecommons	Atribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)
dc.rights.license	Attribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
dc.rights.uri	http://creativecommons.org/licenses/by-nc-nd/4.0/
dc.subject	Inyección cíclica de surfactantes
dc.subject	Emulsificación y arrastre
dc.subject	Simulación numérica de yacimientos
dc.subject	Evaluación financiera
dc.subject	Parámetros operacionales
dc.subject	Análisis de sensibilidad
dc.subject.keyword	Cyclic Surfactant Injection
dc.subject.keyword	Emulsification and Entrainment
dc.subject.keyword	Numerical Reservoir Simulation
dc.subject.keyword	Financial Evaluation
dc.subject.keyword	Operational Parameters
dc.subject.keyword	Sensitivity Analysis
dc.title	Evaluación técnico-financiera de un proceso de inyección cíclica de surfactantes en crudos pesados mediante simulación numérica
dc.title.english	Technical and Financial Evaluation of a Cyclic Surfactant Injection Process in Heavy Oils by Numerical Simulation
dc.type.coar	http://purl.org/coar/resource_type/c_bdcc
dc.type.hasversion	http://purl.org/coar/version/c_b1a7d7d4d402bcce
dc.type.local	Tesis/Trabajo de grado - Monografía - Maestría