Simulación numérica de la inyección continua de vapor y aire en pozos petroleros con crudo pesado de la sección sur del campo Libertador.

Abstract

La implementación de métodos térmicos de recobro mejorado es una opción factible en campos de yacimientos que han agotado su energía. La inyección continua de vapor y aire permiten aumentar la tasa de producción en reservorios. Además, es importante el conocimiento de características geológicas de formaciones y propiedades de fluidos para mejorar la simulación. Este estudio predice el comportamiento de producción mediante simulación numérica de inyección continua de vapor y aire en la sección sur del campo Libertador para mejorar la movilidad del petróleo y facilitar su extracción. La metodología consiste en investigación bibliográfica; recopilación de datos petrofísicos, geológicos, cromatografía y PVT del campo; creación del modelo estático y dinámico; colocación de arreglos de pozos productores e inyectores de 5 y 7 invertidos; validación y simulación de inyección continua de vapor y aire en 40 años y determinar la viabilidad del proyecto. Este estudio obtuvo un factor de recobro superior en el arreglo de 7 pozos invertido, debido a que una mayor cantidad de pozos significa mayor área de drenaje, mejor manejo de presión en el yacimiento y cobertura de zonas no drenadas. Además, se concluye que la inyección de vapor es la opción más rentable en diversos escenarios.