30 sep. - 03 oct. Monterrey, 2020 30 sep. - 03 oct. Monterrey, 2020
Recuperar aceite por Co-Inyección de vapor y CO2 En este trabajo se presentó un estudio numérico de la recuperación de aceite mediante la co-inyección continua de vapor-CO2 en yacimientos homogéneos. Durante la primera etapa del estudio se utilizó un simulador de yacimientos para procesos térmicos para reproducir y validar la recuperación de aceite mediante la inyección de vapor. Por / By : Daniel Fuentes Ibarra y Octavio Cazarez Candia
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urante el presente estudio se mostró la ventaja que tiene los datos PP de la sísmica multicomponentes contra la Pstm convencional. En la primera podemos observar una estructura correspondiente a un lóbulo alojado en un monoclinal; mientras que, para la segunda el dato tiene menor definición y no permite ver la geometría del lóbulo. En una segunda etapa, a este modelo de simulación se le implementó la inyección de CO₂ para determinar su efecto sobre la recuperación de aceite; así como en los principales parámetros que gobiernan el proceso de inyección de vapor. Para la implementación del CO₂, se determinaron los valores de las constantes de equilibrio y propiedades físicas de un aceite extrapesado. En el CO₂ se usó de un simulador de PVT. Durante el trabajo se utilizó la simulación del proceso de co-inyección de vapor-CO₂ para hacer un análisis paramétrico. Se determinaron las condiciones óptimas (fracción de CO2, temperatura, calidad y flujo del vapor) que permitieron obtener la máxima recuperación de aceite. Con el fin de contar con una evaluación preliminar de la conveniencia de aplicar la co-inyección de vapor-CO2 en yacimientos mexicanos, se usaron propiedades reportadas en la literatura del campo Samaria Neógeno. Del mismo modo, se encontró que, para las condiciones de simulación de este trabajo, principalmente, para presiones mayores a 17,236 kPa, la co-inyección de vapor-CO₂ no tiene un efecto importante sobre la recuperación de aceite. Para calidades del vapor menores a 0.65, la adición de CO₂, no presentan beneficios sobre la recuperación de aceite; y se puede obtener un factor de recuperación de hasta 32 % mayor para la inyección de vapor-CO₂ en comparación con la inyección vapor.
Recover oil by Co-Injection of steam and CO2 In this work, a numerical study of oil recovery through continuous steam-CO2 co-injection in homogeneous reservoirs was presented. During the first stage of the study, a reservoir simulator for thermal processes was used to reproduce and validate oil recovery through steam injection.
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n a second stage, the injection of CO2 was implemented in this simulation model to determine its effect on oil recovery; as well as in the main parameters that govern the steam injection process. For the implementation of CO2, the values of the equilibrium constants and physical properties of an extra heavy oil were determined. In the CO2 a PVT simulator was used. During the work, the simulation of the steam-CO2 co-injection process was used to make a parametric analysis. The optimal conditions (CO2 fraction, temperature, quality and steam flow) that
allowed obtaining the maximum oil recovery were determined. In order to have a preliminary evaluation of the convenience of applying steam-CO2 co-injection in Mexican reservoirs, properties reported in the literature of the Samaria Neogene field were used. In the same way, it was found that, for the simulation conditions of this work, mainly, for pressures greater than 17,236 kPa, the steam-CO2 co-injection does not have an important effect on oil recovery. For steam qualities lower than 0.65, the addition of CO2 does not present benefits on oil recovery; and a recovery
