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...

Full description

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
Rights
License
Atribución – No comercial
id Lumieres_d37141ac4d45454d3e41a9fafca97459
oai_identifier_str oai:repository.uamerica.edu.co:20.500.11839/8267
network_acronym_str Lumieres
network_name_str Lumieres
repository_id_str
spelling 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
dc.title.none.fl_str_mv 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
Evaluation of alternate water-polymer injection as an improved recovery method in a heavy crude deposit with low permeability using the software CMG
title 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
spellingShingle 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
Factor de recobro
Modelo sintético
Recobro mejorado
Simulación de yacimientos
Recovery factor
Synthetic model
Improved recovery
Reservoir simulation
Tesis y disertaciones académicas
title_short 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
title_full 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
title_fullStr 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
title_full_unstemmed 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
title_sort 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
dc.contributor.none.fl_str_mv Londoño Galvis, Fernando Wilson
Romero Sánchez, Adriangela Chiquinquira
dc.subject.none.fl_str_mv Factor de recobro
Modelo sintético
Recobro mejorado
Simulación de yacimientos
Recovery factor
Synthetic model
Improved recovery
Reservoir simulation
Tesis y disertaciones académicas
topic Factor de recobro
Modelo sintético
Recobro mejorado
Simulación de yacimientos
Recovery factor
Synthetic model
Improved recovery
Reservoir simulation
Tesis y disertaciones académicas
description 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.
publishDate 2021
dc.date.none.fl_str_mv 2021-04-03T23:06:55Z
2021-04-03T23:06:55Z
2021-02-16
dc.type.none.fl_str_mv bachelorThesis
dc.type.coar.fl_str_mv http://purl.org/coar/resource_type/c_7a1f
dc.identifier.none.fl_str_mv APA 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/20.500.11839/8267
https://hdl.handle.net/20.500.11839/8267
identifier_str_mv APA 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/20.500.11839/8267
url https://hdl.handle.net/20.500.11839/8267
dc.language.iso.fl_str_mv spa
language spa
dc.rights.none.fl_str_mv Atribución – No comercial
http://purl.org/coar/access_right/c_abf2
rights_invalid_str_mv Atribución – No comercial
http://purl.org/coar/access_right/c_abf2
dc.format.none.fl_str_mv application/pdf
application/pdf
dc.publisher.none.fl_str_mv Fundación Universidad de América
publisher.none.fl_str_mv Fundación Universidad de América
institution Universidad de América
repository.name.fl_str_mv
repository.mail.fl_str_mv
_version_ 1841553083091386368