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Tipo : bachelorThesis
Título : Optimización de la producción en yacimientos de crudos pesados, mediante simulación de inyección cíclica de vapor e inyección de CO2, utilizando un software de ingeniería.
Autor : Chuchuca Aguilar, Fidel Vladimir
Carranza Quinatoa, Gissela Carolina
Merejildo Quimi, Gabriel Arturo
Palabras clave : RECUPERACIÓN DEL PETRÓLEO;INYECCIÓN DE AGUA EN CAMPOS PETROLÍFEROS
Fecha de publicación : 2018
Editorial : La Libertad: Universidad Estatal Península de Santa Elena, 2018.
Citación : Carranza Quinatoa, Gissela Carolina; Merejildo Quimi, Gabriel Arturo (2018). Optimización de la producción en yacimientos de crudos pesados, mediante simulación de inyección cíclica de vapor e inyección de CO2, utilizando un software de ingeniería. La Libertad. UPSE, Matriz. Facultad de Ciencias de la Ingeniería. 165p.
Resumen : En la actualidad la demanda de crudo a nivel mundial crece cada día más, por lo cual se hace necesaria la utilización de varios métodos de recuperación, entre los que destacan la inyección de fluidos calientes, el uso de aditivos, la combustión in situ, y más recientemente ha crecido el interés por la inyección de CO2. Siguiendo esa premisa, para este trabajo se realizó una predicción del comportamiento de la producción de crudo pesado mediante la simulación de yacimiento sometido a inyecciones de vapor y CO2, para posteriormente adicionar solventes como aportantes para mejorar la movilidad, utilizando para ello un software de ingeniería. En el presente proyecto de investigación se estableció un modelo sintético con un arreglo de cinco pozos con cuatro ciclos de inyección y posteriormente inyección continua de vapor, a lo que se realizó un análisis de sensibilidad para determinar los parámetros de operación y de yacimiento óptimos sobre las estrategias de inyección de ocho casos diferentes en los cuales se utiliza distintos solventes. Se realizó la comparación y análisis de las diferentes inyecciones de vapor y CO2 con la adición de solventes, con resultados correspondientes a un periodo de diez años. Los parámetros que se evaluaron fueron: tasa de producción, corte de agua, tasa de inyección, fluidos de inyección acumulados, petróleo y agua producida acumulada, factor de recobro, presión de yacimiento. Finalmente, los resultados de este trabajo de investigación indican que la adición de solventes livianos tiene una mayor eficiencia con el vapor y que los solventes aromáticos la tienen con el CO2, dando como mejor estrategia de inyección el caso 8.1 con un factor de recobro del 8.97% en los cuatro ciclos y 17.9% para los diez años.
URI : http://repositorio.upse.edu.ec/handle/46000/4494
Aparece en las colecciones: Tesis de Ingeniería en Petróleo

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