Simulación numérica de un Proceso de Inyección Miscible de CO2 en un campo del Oriente Ecuatoriano

Vallejo Estrella, Luis; Cortez Rosero, Lorena

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Facultad de Ingeniería en Ciencias de la Tierra
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Tesis de Maestría en Petróleos
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dc.contributor.advisor	Guzmán Velásquez, Andrés Eduardo, Director
dc.contributor.author	Vallejo Estrella, Luis
dc.contributor.author	Cortez Rosero, Lorena
dc.creator	ESPOL.FICT
dc.date.accessioned	2025-02-05T14:20:27Z
dc.date.available	2025-02-05T14:20:27Z
dc.date.issued	2023
dc.identifier.citation	Vallejo Estrella, L. y Cortez Rosero, L. (2023). Simulación numérica de un Proceso de Inyección Miscible de CO2 en un campo del Oriente Ecuatoriano. [Articulo de Titulación]. ESPOL.FICT .
dc.identifier.uri	http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63528
dc.description	La industria petrolera ecuatoriana busca implementar métodos de Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (RMH) para optimizar la producción y reducir el impacto ambiental. Esta investigación se enfoca en desarrollar un modelo de simulación para determinar el mejor esquema de explotación de petróleo mediante la inyección continua de dióxido de carbono CO2 en el campo Yanaquincha Este, considerando sus características geológicas y propiedades de los fluidos. Se utilizó un software comercial para modelar el reservorio de la arenisca "T" Principal, las propiedades de permeabilidad y porosidad determinaron los pozos de estudio y para la simulación composicional se ajustó una ecuación de estado (EOS). Las variables de diseño fueron: espesor de arena cañoneado en cada pozo, caudal y presión de inyección. Mediante este modelo se verifica un incremento en la recuperación de petróleo con la inyección de CO2. Al simular este modelo en las primeras cinco capas en los pozos inyector y productor, el factor de recobro se incrementó en un 11.08% en comparación con un escenario sin inyección, recuperando un total adicional de 25101 Bbl de petróleo acumulado. Los resultados sugieren que la inyección de CO2 mejora significativamente la recuperación de petróleo en el modelo estudiado, respaldando la viabilidad técnica de esta práctica en la industria petrolera ecuatoriana y proporcionando información crucial para futuras decisiones en proyectos de RMH. Palabras Clave: Inyección continua de CO2, Simulación numérica de yacimientos, Recuperación Mejorada de Hidrocarburos, Proceso Miscible.
dc.format	application/pdf
dc.format.extent	17 página
dc.language.iso	spa
dc.publisher	ESPOL.FICT
dc.rights	openAccess
dc.subject	Inyección continua de CO2
dc.subject	Simulación numérica de yacimientos
dc.subject	Recuperación Mejorada de Hidrocarburos
dc.subject	Proceso Miscible
dc.title	Simulación numérica de un Proceso de Inyección Miscible de CO2 en un campo del Oriente Ecuatoriano
dc.type	Maestría en Petróleos
dc.identifier.codigoespol	T-114843
dc.description.city	Guayaquil
dc.description.degree	Escuela superior Politécnica del Litoral
dc.identifier.codigoproyectointegrador	POSTG122
dc.description.abstractenglish	The Ecuadorian oil industry seeks to implement Enhanced Oil Recovery (EOR) methods to optimize production and reduce environmental impact. This research focuses on developing a simulation model to determine the best oil exploitation scheme through continuous carbon dioxide (CO2) injection in the Yanaquincha Este field, taking into account its geological characteristics and fluid properties. A commercial software was used to model the reservoir of the "T" Principal sandstone. Permeability and porosity properties determined the selection of study wells, and an equation of state (EOS) was adjusted for compositional simulation. Design variables included the thickness of the sand cannoned in each well, flow rate, and injection pressure. The simulation revealed an increase in oil recovery with CO2 injection. By perforating the first five layers in both injector and producer wells, the recovery factor increased by 11.08% compared to a scenario without injection, recovering an additional total of 25101 Bbl of cumulative oil. The results suggest that CO2 injection significantly enhances oil recovery in the studied model, supporting the technical feasibility of this practice in the Ecuadorian oil industry and providing crucial information for future decisions in Enhanced Oil Recovery projects. Keywords: Continuous CO2 Injection, Numerical Reservoir Simulation, Enhanced Oil Recovery, Miscible Process.