Evaluación numérica de la aplicación de un proceso de inyección cíclica de solventes a escala de laboratorio aplicado a un yacimiento de crudo pesado colombiano

La técnica de inyección cíclica de solventes se define como un proceso no térmico con aplicación para yacimientos de espesor delgado que contengan canales altamente conductivos donde los métodos térmicos no puedan ser aplicados debido a sus limitaciones económicas y técnicas. En el siguiente trabajo...

Full description

Autores:
Almeida Mendoza, Anggie Lizeth
Moreno Gil, Erika Yelisa
Tipo de recurso:
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Fecha de publicación:
2017
Institución:
Universidad Industrial de Santander
Repositorio:
Repositorio UIS
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OAI Identifier:
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Acceso en línea:
https://noesis.uis.edu.co/handle/20.500.14071/37296
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Palabra clave:
Recobro Mejorado
Crudo Pesado
Inyección Cíclica De Solventes
Cmg
Enhanced Oil Recovery
Heavy Oil
Cyclic Solvent Injection
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Rights
License
Attribution-NonCommercial 4.0 International (CC BY-NC 4.0)
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description La técnica de inyección cíclica de solventes se define como un proceso no térmico con aplicación para yacimientos de espesor delgado que contengan canales altamente conductivos donde los métodos térmicos no puedan ser aplicados debido a sus limitaciones económicas y técnicas. En el siguiente trabajo se muestran los resultados de la evaluación de la técnica de inyección cíclica de solventes por medio de simulación numérica a escala de laboratorio, aplicado a un yacimiento colombiano de crudo pesado. Para dicha evaluación se caracterizó el aceite, el solvente y la mezcla en la herramienta WinProp (2016.1) del software CMG, información que posteriormente fue cargada en el modelo numérico que se creó en la herramienta GEM (2016.1), en la cual se realizó el proceso de inyección cíclica de solvente. Se llevaron a cabo cuatro escenarios, en los cuales se realizó la variación de cuatro tiempos de remojo (24, 48, 72 y 96 horas) a un solo tiempo de producción (24 horas). De allí se obtuvo el caso base correspondiente a 24 horas de remojo y 24 horas de producción. Este caso base, cuyo factor de recobro total alcanzó el 6.3%, se seleccionó para variar las tasas de inyección y los volúmenes porosos inyectados, resultando un mayor factor de recobro para tasas altas y volúmenes porosos altos
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