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Título : 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
Autor : Cóndor Tarco, José Arnulfo
Mezza Segura, Zarina Verónica
Palabras clave : MODELO DE FLUIDOS
INYECCIÓN DE CO2
COSTO POR BARRIL INCREMENTAL
MODELO DINÁMICO
Fecha de publicación : 2020
Editorial : Quito: UCE
Citación : Mezza Segura, Z. (2020). 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. Trabajo de titulación, previo a la obtención del Título de Magíster en Ingeniería de Petróleos con Mención en Recuperación Mejorada. Instituto Superior de Investigación y Posgrado. Quito: UCE. 91 p.
Resumen : 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.
The purpose of the present study was the construction of a dynamic numerical simulation model for the prefeasibility of CO2 injection as an improved recovery method for T Sandstone of the Lago Agrio field; The original oil in place (OOIP) was calculated and the costs it could have per barrel of incremental oil were obtained. For the dynamic model, the permeability population was performed using equations found from cores depending on the rock type present in the field. With the PVT analysis of the fluid from the LAGO-31 well of T Sandstone a fluid model is created. The fluid properties were adjusted (GOR, FVF, density, viscosity, etc.) obtained from the software Computer Modeling Group (WinProp) using equations with experimental data obtained from the laboratory, so that the model is valid and correctly represents the behavior of the fluid in the reservoir. For the dynamic model, a submodel was created in which the LAGO-12 and LAGO-17 wells were taken into account due to their high productivity, low water cut and the LAGO-54D well to be converted into an injector since it is between the wells aforementioned. Three scenarios were designed varying the injection rates and pressure of CO2. The OOIP obtained from the submodel was 4.9 million barrels and the best recovery factor value (FR) was 40.6% over a period of ten years. The economic evaluation also indicated an internal rate of return (IRR) of 23.14% and the cost per incremental barrel reached US $ 43.03 assuming a capture cost of US $ 45 per ton of CO2. This study is the first of its kind in the Lago Agrio field and could serve as a reference for the implementation of future projects. The oil industry in Ecuador must plan improved recovery projects to increase recovery factors. This study attempts to contribute to this national objective.
URI : http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/21057
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