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Título :	Estudio del recobro mejorado de petróleo con inyección de agua y surfactante mediante simulación numérica para el campo ESPOL
Autor :	Lligüizaca Dávila, Jorge, Director Figueroa Guevara, Juan Carlos Pico Trujillo, José Andrés
Palabras clave :	Simulación Modelo tridimensional Recobro Surfactante Volumen de poro
Fecha de publicación :	2023
Editorial :	ESPOL.FICT
Citación :	Figueroa Guevara, J. C. y Pico Trujillo, J. A. (2023). Estudio del recobro mejorado de petróleo con inyección de agua y surfactante mediante simulación numérica para el campo ESPOL. [Proyecto de Titulación]. ESPOL.FICT .
Descripción :	En Ecuador, la caída en la producción primaria y secundaria de petróleo en la última década ha evidenciado la insuficiencia de los métodos en la extracción de hidrocarburos. Por tanto, en el presente estudio se realizó la simulación de un método de recuperación mejorada de petróleo (EOR), como es la inyección de surfactantes. Este método ha demostrado ser exitoso al aumentar la recuperación de petróleo. El objetivo de esta investigación es evaluar el rendimiento de recobro de petróleo después de la inyección de surfactante, mediante simulación numérica utilizando el software Computer Modelling Group (CMG). Las variables de operación son la tasa de inyección, la concentración de surfactante y volumen poroso. El software permitió construir un modelo tridimensional del yacimiento, incorporando toda la información real disponible del campo. Se planteó tres escenarios de inyección, en el primer escenario se inyecto únicamente una tasa de agua de 1400 bpd a 3%, 6%, 8% y 10% de volúmenes de poro, esto dio un incremento del factor de recobro de 3.82% y 3.96% a 8% y 10% de volumen de poro respectivamente. En el segundo escenario, se inyectó el surfactante ?Surfolean-88H? a 2000 ppm con las variantes de 8% y 10% de volumen de poro dando un factor de recobro de 3.84% y 3.98% respectivamente. Finalmente, en el tercer escenario se inyecto el surfactante a 4000 ppm, 6000 ppm y 8000 ppm a 8% y 10% de volumen de poro en cada inyección; los mejores resultados se obtienen a 8000 ppm de surfactante con factores de recobro de 4.60% y 4.55% respectivamente para cada volumen de poro. Se concluye que el mejor rendimiento del factor de recobro se obtiene al inyectar surfactante a 8000 ppm y 8% de volumen de poro, lo que representa una producción diaria de 9709 barriles de petróleo. Palabras Clave: simulación, modelo tridimensional, recobro, surfactante, volumen de poro
metadata.dc.description.abstractenglish:	n Ecuador, the drop in primary and secondary oil production in the last decade has shown the insufficiency of methods in the extraction of hydrocarbons. Therefore, in the present study, the simulation of an enhanced oil recovery (EOR) method, such as surfactant injection, was carried out. This method has proven successful in increasing oil recovery. The objective of this research is to evaluate the oil recovery performance after surfactant injection, through numerical simulation using the Computer Modeling Group (CMG) software. The operating variables are injection rate, surfactant concentration and pore volume. The software made it possible to build a three dimensional model of the deposit, incorporating all the real information available from the field. Three injection scenarios were proposed, in the first scenario only a water rate of 1400 bpd was injected at 3%, 6%, 8% and 10% pore volumes, this gave an increase in the recovery factor of 3.82% and 3.96% to 8% and 10% pore volume respectively. In the second scenario, the surfactant ?Surfolean-88H? was injected at 2000 ppm with the variants of 8% and 10% pore volume giving a recovery factor of 3.84% and 3.98% respectively. Finally, in the third scenario, the surfactant was injected at 4000 ppm, 6000 ppm and 8000 ppm at 8% and 10% pore volume in each injection; the best results are obtained at 8000 ppm of surfactant with recovery factors of 4.60% and 4.55% respectively for each pore volume. It is concluded that the best performance of the recovery factor is obtained by injecting surfactant at 8000 ppm and 8% pore volume, which represents a daily production of 9709 barrels of oil. Keywords: simulation, three-dimensional model, recovery, surfactant, pore volume
URI :	http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63534
metadata.dc.identifier.codigoproyectointegrador:	POSTG128
Aparece en las colecciones:	Tesis de Maestría en Petróleos

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