Evaluación de la inyección alternada de agua-polímero como método de recobro mejorado en un yacimiento de crudo pesado con baja permeabilidad mediante la herramienta CMG
Throughout history, the implementation of an injection system (secondary recovery) is used to improve the production efficiency of a well when the primary production systems become obsolete, this in order to improve the efficiency of oil sweep that remains trapped in the formation. This degree proje...
- Autores:
- Tipo de recurso:
- Fecha de publicación:
- 2021
- Institución:
- Universidad de América
- Repositorio:
- Lumieres
- Idioma:
- spa
- OAI Identifier:
- oai:repository.uamerica.edu.co:20.500.11839/8267
- Acceso en línea:
- https://hdl.handle.net/20.500.11839/8267
- Palabra clave:
- Factor de recobro
Modelo sintético
Recobro mejorado
Simulación de yacimientos
Recovery factor
Synthetic model
Improved recovery
Reservoir simulation
Tesis y disertaciones académicas
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- Atribución – No comercial
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Evaluación de la inyección alternada de agua-polímero como método de recobro mejorado en un yacimiento de crudo pesado con baja permeabilidad mediante la herramienta CMGEvaluation of alternate water-polymer injection as an improved recovery method in a heavy crude deposit with low permeability using the software CMGFactor de recobroModelo sintéticoRecobro mejoradoSimulación de yacimientosRecovery factorSynthetic modelImproved recoveryReservoir simulationTesis y disertaciones académicasThroughout history, the implementation of an injection system (secondary recovery) is used to improve the production efficiency of a well when the primary production systems become obsolete, this in order to improve the efficiency of oil sweep that remains trapped in the formation. This degree project seeks to evaluate the potential of alternate water-polymer injection as an improved recovery method, using a synthetic model and proposing various injection scenarios. The software used to obtain the model and run the scenarios was CMG (Computer Modeling Group). The model corresponds to a medium with low permeability, highly heterogeneous, low production, high percentage of remaining and residual oil. It was found that the maximum recovery factor for alternate water-polymer injection was 23.34%, surpassing by only 0.81% the second-best scenario corresponding to continuous water injection. Finally, a sensitivity analysis of the alternating water-polymer injection is carried out, establishing that the optimal parameters are an injection flow rate of 5000 m3 / day, polymeric concentration of 1500ppm, polymeric viscosity of 10 cp, alternation in injection periods between 2 months. and 3 months.A lo largo de la historia la implementación de un sistema de inyección (recobro secundario) se utiliza para mejorar la eficiencia de producción de un pozo cuando los sistemas de producción primarios se vuelven obsoletos, esto con el fin de mejorar la eficiencia de barrido del aceite que queda entrampado en la formación. Este proyecto de grado busca evaluar el potencial de la inyección alternada de agua-polímero como método de recobro mejorado, usando un modelo sintético y proponiendo diversos escenarios de inyección. El software utilizado para la obtención del modelo y la ejecución de los escenarios fue CMG (Computer Modelling Group). El modelo corresponde a un medio de baja permeabilidad, altamente heterogéneo, baja producción, alto porcentaje de aceite remanente y residual. Se encontró que el máximo factor de recobro por inyección alternada de agua-polímero fue de 23,34%, superando por tan solo 0,81% al segundo mejor escenario correspondiente a la inyección de agua continua. Finalmente se realiza un análisis de sensibilidad de la inyección alternada agua-polímero, estableciendo que los parámetros óptimos son un caudal de inyección 5000 m3/día, concentración polimérica de 1500ppm, viscosidad polimérica de 10 cp, alternancia en los periodos de inyección entre 2 meses y 3 meses.Fundación Universidad de AméricaLondoño Galvis, Fernando WilsonRomero Sánchez, Adriangela ChiquinquiraZambrano Pedraza, Santiago HernánPérez Santana, Gerardo Andrés2021-04-03T23:06:55Z2021-04-03T23:06:55Z2021-02-16bachelorThesishttp://purl.org/coar/resource_type/c_7a1fapplication/pdfapplication/pdfAPA 7th - Zambrano Pedraza, S. H. y Pérez Santana, G. A. (2021) Evaluación de la inyección alternada de agua-polímero como método de recobro mejorado en un yacimiento de crudo pesado con baja permeabilidad mediante la herramienta CMG. [Trabajo de grado, Fundación Universidad de América] Repositorio Institucional Lumieres. https://hdl.handle.net/20.500.11839/8267https://hdl.handle.net/20.500.11839/8267Atribución – No comercialhttp://purl.org/coar/access_right/c_abf2spaoai:repository.uamerica.edu.co:20.500.11839/82672025-02-01T08:33:55Z |
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Throughout history, the implementation of an injection system (secondary recovery) is used to improve the production efficiency of a well when the primary production systems become obsolete, this in order to improve the efficiency of oil sweep that remains trapped in the formation. This degree project seeks to evaluate the potential of alternate water-polymer injection as an improved recovery method, using a synthetic model and proposing various injection scenarios. The software used to obtain the model and run the scenarios was CMG (Computer Modeling Group). The model corresponds to a medium with low permeability, highly heterogeneous, low production, high percentage of remaining and residual oil. It was found that the maximum recovery factor for alternate water-polymer injection was 23.34%, surpassing by only 0.81% the second-best scenario corresponding to continuous water injection. Finally, a sensitivity analysis of the alternating water-polymer injection is carried out, establishing that the optimal parameters are an injection flow rate of 5000 m3 / day, polymeric concentration of 1500ppm, polymeric viscosity of 10 cp, alternation in injection periods between 2 months. and 3 months. |
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