NUMERICAL TOOL FOR THE EVALUATION OF TWO PHASE DISPLACEMENTS IN POROUS MEDIA USING COMPUTERIZED TOMOGRAPHY

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dc.creatorBarajas-Solano, Crisóstomo
dc.creatorMuñoz, Samuel
dc.creatorSantos, Nicolás
dc.creatorArguello, Henry
dc.date2017-10-06
dc.date.accessioned2022-03-14T20:08:35Z
dc.date.available2022-03-14T20:08:35Z
dc.descriptionThe annual production of crude oil in Colombia has increased, from year to year, to 367 million barrels per year and a proven reserve of 2002 million barrels in 2016. This is due to the intensified production of mature, and heavy crude, oil fields and the use of Enhanced Oil Recovery Techniques (EOR). These seek to reduce the saturation of crude oil in a reservoir by injecting fluids such as solvents, polymers, steam and air, mainly. The percentage of recovery in Colombia achieved with EOR techniques is close to 21%. However, its effectiveness depends on: the characteristics of the oil present in the reservoir, the thrust mechanism prevailing in this, pressure, and temperature, in addition to the petrophysical properties of the rock that forms the reservoir. This work deals with the estimation of the dynamic petrophysical properties of rock samples from the producer horizon using Computed Tomography (CT). For this, a set of five numerical algorithms is proposed for the estimation of the effective porosity, saturation, forward front, trapped volume, and recovery factor during the displacement of two liquids, crude and water, inside the porous medium. The purpose of the dynamic characterization using CT is to understand and analyze the parameters that influence the success of crude oil displacement in a porous medium as part of an improved production scheme in mature, and heavy crude, oil fields.en-US
dc.descriptionLa producción anual de crudo en Colombia ha aumentado año tras año, hasta alcanzar los 367 millones de barriles por año y una reserva probada de 2002 millones de barriles, en el 2016. Esto se debe a la intensificación de actividades de explotación de yacimientos maduros y de crudo pesado, y el uso de Técnicas de Recobro Mejorado (EOR). Estas buscan reducir la saturación de crudo en un yacimiento mediante la inyección de fluidos como solventes, polímeros, vapor y aire, principalmente. El porcentaje de recuperación en Colombia alcanzado con técnicas EOR es cercano al 21%. No obstante, su efectividad depende de: las características del crudo presente en el yacimiento, el mecanismo de empuje predominante en este, presión y temperatura, además de las propiedades petrofísicas de la roca que forma el yacimiento. Este trabajo aborda la estimación de las propiedades petrofísicas dinámicas de muestras de roca del horizonte productor mediante el uso de Tomografía Computarizada (acorde a sus siglas en inglés CT). Para esto se propone un conjunto de cinco algoritmos numéricos para la estimación de la porosidad efectiva, saturación, frente de avance, volumen atrapado y factor de recobro durante el desplazamiento de dos líquidos, crudo y agua, en el interior del medio poroso. El objetivo de la caracterización dinámica, mediante CT, es comprender y analizar los parámetros que influyen en el éxito de un desplazamiento de crudo en un medio poroso como parte de un esquema de producción mejorado en yacimientos maduros y de crudo pesado.es-ES
dc.formatapplication/pdf
dc.formattext/html
dc.identifierhttps://revistas.uis.edu.co/index.php/revistaboletindegeologia/article/view/6812
dc.identifier10.18273/revbol.v39n3-2017007
dc.identifier.urihttps://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/5396
dc.languagespa
dc.publisherUniversidad Industrial de Santanderes-ES
dc.relationhttps://revistas.uis.edu.co/index.php/revistaboletindegeologia/article/view/6812/7122
dc.relationhttps://revistas.uis.edu.co/index.php/revistaboletindegeologia/article/view/6812/7569
dc.rights.accessrightsinfo:eu-repo/semantics/openAccess
dc.rights.coarhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2
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.sourceBoletín de Geología; Vol. 39 Núm. 3 (2017): Boletín de Geología; 99-109es-ES
dc.sourceBoletín de Geología; Vol. 39 No. 3 (2017): Boletín de Geología; 99-109en-US
dc.sourceBOLETÍN DE GEOLOGÍA; v. 39 n. 3 (2017): Boletín de Geología; 99-109pt-BR
dc.source2145-8553
dc.source0120-0283
dc.subjectComputerized tomography of rocksen-US
dc.subjecttwo-phase displacementen-US
dc.subjectimproved recoveryen-US
dc.subjectnumerical algorithmsen-US
dc.subjecttomografía computarizada de rocases-ES
dc.subjectdesplazamiento de dos faseses-ES
dc.subjectrecobro mejoradoes-ES
dc.subjectalgoritmos numéricoses-ES
dc.titleNUMERICAL TOOL FOR THE EVALUATION OF TWO PHASE DISPLACEMENTS IN POROUS MEDIA USING COMPUTERIZED TOMOGRAPHYen-US
dc.titleHERRAMIENTA NUMÉRICA PARA LA EVALUACIÓN DE DESPLAZAMIENTOS DE DOS FASES EN MEDIOS POROSOS USANDO TOMOGRAFÍA COMPUTARIZADAes-ES
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/article
dc.typeinfo:eu-repo/semantics/publishedVersion
dspace.entity.type
Files
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Boletín de Geología