v. 15 n. 2 (2017): Fuentes, el reventón energético
Artigos

Factibilidad analítica de la aplicación de la recuperación mejorada de petróleo, caso de estudio Ecuador

Diego Ayala
Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos. Escuela Politécnica Nacional
Mayra Andrade
Facultad de Ingeniería en Geología y Petróleos. Escuela Politécnica Nacional

Publicado 2017-12-15

Palavras-chave

  • EOR,
  • Recuperación Mejorada de Petróleo,
  • Composición del Crudo,
  • Mecanismos de Empuje

Como Citar

Ayala, D., & Andrade, M. (2017). Factibilidad analítica de la aplicación de la recuperación mejorada de petróleo, caso de estudio Ecuador. REVISTA FUENTES, 15(2), 19–30. https://doi.org/10.18273/revfue.v15n2-2017002

Resumo

Mejorar el factor de recobro es motivación suficiente para que cualquier compañía incluya dentro de su planificación, un estudio de factibilidad para poner en marcha las tecnologías de recuperación mejorada, también conocida como EOR, por sus siglas en ingles “emprove oil recovery”. Este método consiste en inyectar fluido miscible, para alterar favorablemente las condiciones de roca- fluido y desplazar el hidrocarburo hacia los pozos productores, dando lugar a una compleja dinámica en el yacimiento. A partir de los parámetros de controldel yacimiento, como: datos PVT, historial de producción, factor de recobro, correlaciones, geometría de los pozos y junto con los criterios de selección que demanda esta tecnología, se puede proceder a diseñar un modelo de inyección miscible, profundizar la simulación del yacimiento y obtener predicciones no tan alejadas de la realidad.

EOR es una de las tecnologías que aprovecha la improductividad de los pozos en buen estado, aumenta las reservas del yacimiento, pudiendo inyectar al reservorio mas de 16 fluidos para propiciar un efecto barrido que optimice la producción, sin embargo aplicar uno de estos métodos de EOR, puede ser costoso en la industria, por esta razón el presente estudio permite determinar la mejor opción para poner en marcha una de estas técnicas y garantizar un retorno efectivo de la inversión y un adecuado uso del capital, misma que presenta un reto a la ingeniería.

Downloads

Não há dados estatísticos.

Referências

1. Adkins, S., Pinnawala, G. W., Solairaj, S., Lu, J., Weerasooriya, U. & Pope, G. (2012). Development of Thermally and Chemically Stable Large-Hydrophobe Alkoxy Carboxylate Surfactants. Society of Petroleum Engineers. 154256 (17).

2. Alvarado, V. & Manrique, E. (2010). Field Planning and Development Strategies. Elsevier, Burlington, USA. (190).

3. Alvarado, V., Ranson, A., Hernández, K., Manrique, E., Matheus, J., Liscano, T. & Prosperi, N. (2012). Selection of EOR/ IOR Opportunities Based on Machine Learning; Society of Petroleum Engineers. 78332. (11).

4. Bazin, B., Douarche, F., Tabary, R., Pedraza, S., Moreau, P. & Morvan M. (2011). An Advanced Methodology for Surfactant Based Pilott Design; Society of Petroleum Engineers, 144312 (8).

5. Buckley, S. (1955). Correlation of Ultimate Oil Recovery with Reservoir Characteristics. World Petroleum Congress, Houston; 6121 (12).

6. Jía, X., Zeng, F. & Gu, J.(2013); Pressure Pulsing Cycling Solvent Injection (PP: CSI): A new way to enhance the recovery of heavy oil through solvent- based enhanced oil recovery techniques; Society of Petroleum Engineers, 154236 (10).

7. Li, Z., Song, X., Wang, Q., Zhang, L., Guo, P. & Li, Xiangliang. (2009). Enhance Foam Flooding Pilot Test in Chengdong Of Shengli Oilfield: Laboratory Experiment And Field Performance. International Petroleum Technology Conference. 13575 (14).

8. Lake, L. & Walsh, M. (2008). Enhanced Oil Recovery (EOR) Field Data Literature Search. Texas; University of Texas at Austin, (116).

9. Mogollón, José L (2013). A new approach to accelerate and optimize EOR deployment; World Petroleum Congress, Manta- Ecuador (10).

10. Moore, R., Mehta, S., Ursenbach, M. & Gutierrez, D. (2012). Potential for In Situ Combustion in Depleted Conventional Oil Reservoirs. Society of Petroleum Engineers.154299 (14).

11. Pandey, A., Kumar, M., Jha, M., Tandon, R., Punnapully, B., Kalugin, M., Khare, A. & Beliveau, D. (2012). Chemical EOR Pilot in Mangala Field: Results of Initial Polymer Flood Phase; Society of Petroleum Engineers. 154159 (10).

12. Salager, J., Forgiarini, A., Márquez, L., Bullón, J. (2013). How to Attain an Ultralow Interfacial Tension and a Three-Phase Behavior with a Surfactant Formulation for
Enhanced Oil Recovery. Springer Berlin Heidelberg. 1097- 3958 (32).

13. Shojaei, H., Rastegar, R. & Jessen, K.(2012). Experimental and Modeling Study of Multicontact Miscible Displacements; Society of Petroleum Engineers. 154307 (19).

14. Schubarth, S., Bazan, L., Becnel, J., Wagner, A. & Manrique, J. (2002). Increasing Well Productivity in the Wilcox Lobo Trend. Society of Petroleum Engineers. 75677 (10).

15. Spildo K., Johannessen A. & Skauge A. (2012). Low Salinity Waterflood at Reduced Capilarity; Society of Petroleum Engineers, 154236 (10).