Estudio comparativo de los métodos de recuperación mejorada de petróleo para evaluar su factibilidad técnica e incrementar el factor de recobro en un yacimiento del oriente ecuatoriano.

Abstract

El presente trabajo muestra un análisis detallado de nueve métodos de recuperación mejorada, en los que se compararon algunos parámetros básicos de las arenas productoras U Inferior y T Inferior del campo Frontera, junto con los criterios de selección de cada método mediante la tabulación de tablas, gráficas comparativas y el uso de la interfaz de selección rápida del software Eorgui. Se constató dicho análisis y se seleccionó el método idóneo que posteriormente se ejecutó en el simulador CMG, en el que se estableció un modelo estático del reservorio con la importación de datos como: porosidad, topes de formación, permeabilidad, profundidades y el modelo dinámico del crudo, permeabilidades relativas y condiciones de los pozos. Los resultados muestran que para las dos arenas del campo el mejor método a usar es el de gases inmiscibles, teniendo un porcentaje de aplicabilidad del 100% para la arena U Inferior y entre un 83% a 94% para la arena T Inferior. En términos de factor de recobro los resultados se muestran favorables para la arena T Inferior que incrementó un 60,6% con la aplicabilidad de la inyección de gas inmiscible por nitrógeno, mientras que para la arena U Inferior solo se logró incrementar el recobro en un 54,13% en base al método aplicado. Lo que indica que el método seleccionado por gases inmiscibles si resultó viable en el campo Frontera, ya que se logró recuperar un porcentaje considerable del factor de recobro.