Evaluación del desarrollo de un plan piloto para recuperación mejorada mediante inyección de CO2 en el Bloque 56-Campo Lago Agrio de la región amazónica ecuatoriana
El propósito del presente estudio fue la construcción de un modelo de simulación numérica dinámico para la prefactibilidad de inyectar CO2 como método de recuperación mejorada para la Arenisca T del campo Lago Agrio; se calculó el volumen de petróleo original en sitio (POES) y se obtuvo los costos q...
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| Autor principal: | |
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| Format: | masterThesis |
| Idioma: | spa |
| Publicat: |
2020
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| Matèries: | |
| Accés en línia: | http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/21057 |
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Afegir etiqueta | Sumari: | El propósito del presente estudio fue la construcción de un modelo de simulación numérica dinámico para la prefactibilidad de inyectar CO2 como método de recuperación mejorada para la Arenisca T del campo Lago Agrio; se calculó el volumen de petróleo original en sitio (POES) y se obtuvo los costos que podría tener por barril de petróleo incremental. Para el modelo dinámico se realizó el poblamiento de la permeabilidad mediante ecuaciones encontradas a partir de núcleos dependiendo del tipo de roca presente en el campo. Con el análisis PVT del fluido del pozo LAGO-31 de la Arenisca T, se procede a crear un modelo de fluidos, se realiza el ajuste de las propiedades del fluido (GOR, FVF, densidad, viscosidad, etc.) obtenido del software Computer Modelling Group (WinProp) mediante ecuaciones con los datos experimentales obtenidos del laboratorio para que el modelo tenga validez y represente correctamente el comportamiento del fluido en el yacimiento. Para el modelo dinámico se creó un submodelo en el que se tomaron en cuenta los pozos LAGO-12 y LAGO- 17 por su alta productividad, bajo corte de agua y al pozo LAGO-54D para ser convertido en inyector ya que se encuentra entre los pozos antes mencionados. Se diseñaron tres escenarios variando tasas y presión de inyección de CO2. El POES obtenido del submodelo fue de 4,9 millones barriles y el mejor valor de factor de recobro (FR) fue de 40,6 % en un período de diez años. La evaluación económica también indicó una tasa interna de retorno (TIR) del 23,14% y el costo por barril incremental alcanzó 43,03 US$ asumiendo costo de captura de 45 US$ por tonelada de CO2. Este estudio es el primero de su tipo en el campo Lago Agrio y podría servir como referencia para la implementación de futuros proyectos. La industria petrolera del Ecuador debe planificar proyectos de recuperación mejorada para incrementar los factores de recobro. Este estudio intenta contribuir a este objetivo nacional. |
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