Atribución-NoComercial-SinDerivadas 2.5 Colombia (CC BY-NC-ND 2.5 CO)Gambus Ordaz, Maika KarenCeballos Payares, Juan DiegoAlvarado Barrera, Sergio HernandoHerrera Sanchez, Edgar Manuel2024-09-042024-09-042024-09-032024-09-03https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/44019En 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.application/pdfspainfo:eu-repo/semantics/embargoedAccessheterogeneidadFormación MugrosaEORSimulacionSurfactantesUniversidad Industrial de SantanderTesis/Trabajo de grado - Monografía - PregradoUniversidad Industrial de Santanderhttps://noesis.uis.edu.coSimulationsurfactantsheterogeneityMugrosa FormationEORhttp://purl.org/coar/access_right/c_f1cfinfo:eu-repo/semantics/openAccessAtribución-NoComercial-SinDerivadas 4.0 Internacional (CC BY-NC-ND 4.0)