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Tipo : bachelorThesis
Título : Simulación de la inyección de polímeros para la optimización del factor de recobro en yacimientos a diferentes temperaturas.
Autor : Chuchuca Aguilar, Fidel Vladimir
Neira Borbor, Denisse Marjorie
Tomalá Reyes, Lissette Isabel
Palabras clave : RECUPERACIÓN DEL PETRÓLEO;YACIMIENTO DE HIDROCARBURO
Fecha de publicación : 2018
Editorial : La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2018.
Citación : Neira Borbor, Denisse Marjorie; Tomalá Reyes, Lissette Isabel (2018). Simulación de la inyección de polímeros para la optimización del factor de recobro en yacimientos a diferentes temperaturas. La Libertad. UPSE, Matriz. Facultad de Ciencias de la Ingeniería. 167p.
Resumen : La necesidad de extraer cantidades significativas de petróleo a la superficie, ha sido y seguirá siendo de interés para cada país productor y exportador del hidrocarburo. Actualmente, respondiendo a esa necesidad, se han puesto en práctica técnicas EOR como la inyección de polímeros que ayuda a recuperar el petróleo residual que no puede ser producido por mecanismos primarios ni secundarios. El presente trabajo tiene como objetivo general realizar la simulación de la inyección de polímeros para la optimización del factor de recobro en yacimientos a diferentes temperaturas. Con el fin de alcanzar lo propuesto, se recopila información para la caracterización del yacimiento, fluido. De igual manera, se proporciona la data de los polímeros AN125VHM y HPAM para el respectivo diseño del modelo de simulación. En relación a la metodología se utiliza un escenario comparativo entre la inyección de polímeros y la inyección de agua; siguiendo con el análisis de sensibilidad en cuanto al BHP, tiempo de inyección y condiciones de operación para el pozo inyector. Después de escogidos los parámetros más favorables para el proceso de la inyección de polímeros, se procede con las corridas de simulación para el polímero AN125VHM y HPAM a diferentes temperaturas. Los resultados tanto en producción de acumulada de agua y petróleo, corte de agua, tasa de producción de petróleo, viscosidad del agua y saturación residual (Sor) frente a diferente temperatura de yacimiento permitieron corroborar que el polímero HPAM es técnicamente efectivo en comparación al AN125VHM para la optimización del factor de recobro.
URI : http://repositorio.upse.edu.ec/handle/46000/4493
Aparece en las colecciones: Tesis de Ingeniería en Petróleo

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