Estudio de implementación de un proyecto piloto de recuperación mejorada en el campo Paka Sur
Este estudio presenta los resultados de laboratorio de la inyección de surfactante en una muestra de fondo del reservorio T Principal del Campo Paka Sur. El objetivo fue determinar el aumento del factor de recuperación en un núcleo saturado con petróleo de 24.5 grados API. El estudio consistió de tr...
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| Hovedforfatter: | |
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| Andre forfattere: | |
| Format: | masterThesis |
| Sprog: | spa |
| Udgivet: |
2021
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| Fag: | |
| Online adgang: | http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/25022 |
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Tilføj Tag | Summary: | Este estudio presenta los resultados de laboratorio de la inyección de surfactante en una muestra de fondo del reservorio T Principal del Campo Paka Sur. El objetivo fue determinar el aumento del factor de recuperación en un núcleo saturado con petróleo de 24.5 grados API. El estudio consistió de tres etapas: En la primera, selección del surfactante adecuado para la aplicación de EOR. En la segunda etapa, se realizó un desplazamiento de petróleo utilizando agua de formación, este resultado se usó como punto de referencia. En la tercera etapa, se procedió a desplazar el petróleo con surfactante y se comparó con el resultado de la segunda etapa. Para la segunda y tercera etapa, se desarrolló un modelo simple basado en la teoría de Buckley & Leverett. Este modelo ayudó a cuantificar el aumento en el factor de recuperación. Los criterios de selección del SOFTWARE EOR DETECT determinaron que las condiciones eran apropiadas para la inyección de surfactante. El punto de referencia dio un factor de recuperación del 45.20 %. Por otro lado, el aceite desplazado después de usar surfactante fue de 55.51 %. Este resultado significa un aumento del 10.31 % en el factor de recuperación. El método numérico dio un factor de recuperación de 57.31 %, que es 1.80 % más alto que el valor experimental. El experimento permitió concluir que la opción de inyectar surfactante es muy práctica para usarlo en un proyecto piloto de EOR para el reservorio T Principal del campo Paka Sur ya que desde el 2012, este reservorio cuenta con un mecanismo de recuperación secundaria a través de la cual se han inyectado 11,118,660 barriles de agua que han permitido una producción acumulada de petróleo de 9,111,061 Bls equivalente a un factor de recobro de petróleo de 45.67 % @ 31/Dic/2020. |
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