Diseño de un plan piloto para inyección de polímeros y surfactantes en el yacimiento U inferior del campo Cuyabeno-Sansahuari
Este estudio analiza la viabilidad técnica-económica para implementar un plan piloto de inyección de polímeros y/o surfactantes, como mecanismos de recuperación mejorada de petróleo (Enhanced Oil Recovery) en el yacimiento U Inferior del campo Cuyabeno- Sansahuari. El análisis técnico se basa en los...
Gorde:
| Egile nagusia: | |
|---|---|
| Beste egile batzuk: | |
| Formatua: | masterThesis |
| Hizkuntza: | spa |
| Argitaratua: |
2019
|
| Gaiak: | |
| Sarrera elektronikoa: | http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/21635 |
| Etiketak: |
Etiketa erantsi
Etiketarik gabe, Izan zaitez lehena erregistro honi etiketa jartzen!
|
Etiketa erantsi | Gaia: | Este estudio analiza la viabilidad técnica-económica para implementar un plan piloto de inyección de polímeros y/o surfactantes, como mecanismos de recuperación mejorada de petróleo (Enhanced Oil Recovery) en el yacimiento U Inferior del campo Cuyabeno- Sansahuari. El análisis técnico se basa en los incrementales de producción simulados mediante análisis numérico para un período de 9 años, y el análisis económico se basa en la tasa interna de retorno (TIR). Nuestro estudio tiene tres etapas. En la primera realizamos un proceso de screening para un proyecto piloto con datos previamente recopilados de yacimiento y fluidos. En la segunda etapa actualizamos un modelo estático existente que a la vez sirvió como base de nuestro modelo dinámico. En esta etapa también realizamos el ajuste de los historiales de producción para confirmar la exactitud de nuestro modelo. La tercera y última etapa analizamos seis escenarios de EOR y lo comparamos con el caso base de inyección de agua convencional asumiendo un costo de 55 dólares por barril de petróleo incremental. De nuestro análisis pudimos concluir que el método surfactante/polímero podría ser el más adecuado para las condiciones del campo, basado en propiedades petrofísicas analizadas como porosidad, permeabilidad y continuidad de la formación, concluimos que el Pad C podría ser el candidato ideal para aplicar cEOR. Nuestra simulación indica que usando inyección de agua convencional podría existir un incremento de producción aproximado de dos millones de barriles en un período de nueve años, y a un costo de 55 dólares por barril incremental. Estos valores produjeron una tasa interna de retorno del 41 por ciento. Por otro lado nuestra simulación también indica que utilizar cEOR para las condiciones actuales es aplicable solo si el precio de venta del barril de petróleo alcanza los 100 dólares. |
|---|