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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ANÁLISIS DE CONDICIONES TÉCNICAS PARA LA
INYECCIÓN DE CO2 COMO MÉTODO DE RECUPERACIÓN
MEJORADA EN EL CAMPO INDILLANA BLOQUE 15 DEL
ORIENTE ECUATORIANO
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
INGENIERO DE PETRÓLEOS
OLGER FABRICIO YANEZ PINEDA
DIRECTOR: ING. FAUSTO RENÉ RAMOS AGUIRRE
Quito, Octubre 2017
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 1723242440
APELLIDO Y NOMBRES: Yanez Pineda Olger Fabricio
DIRECCIÓN: Av. 21 de Agosto y Calle S28N
EMAIL: olgerfabrizioyp@hotmail.com
TELÉFONO FIJO: 025139503
TELÉFONO MÓVIL: 0981325982
DATOS DE LA OBRA
TITULO:
ANÁLISIS DE CONDICIONES TÉCNICAS
PARA LA INYECCIÓN DE CO2 COMO
MÉTODO DE RECUPERACIÓN MEJORADA
EN EL CAMPO INDILLANA BLOQUE 15
DEL ORIENTE ECUATORIANO
AUTOR O AUTORES: Olger Fabricio Yanez Pineda
FECHA DE ENTREGA DEL
PROYECTO DE
TITULACIÓN:
24 de octubre 2017
DIRECTOR DEL
PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Ramos Aguirre Fausto René
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TITULO POR EL QUE
OPTA: INGENIERO DE PETRÓLEOS
X
RESUMEN:
En este trabajo se realizó el análisis de las
condiciones técnicas de la arena T Principal
del campo Indillana para la inyección miscible
de CO2 como mecanismo de recuperación
mejorada, se realizó el análisis de las
características petrofísicas de las arenas
productoras, se seleccionó la arena T
Principal mediante el criterio de selección
screening en base a los parámetros mínimos
requeridos para la inyección, se calculó la
presión mínima de miscibilidad teniendo como
resultado que la inyección es parcialmente
miscible factor que impide que exista un buen
desplazamiento del petróleo en el reservorio.
Se realizó la descripción de las condiciones
de los fluidos existentes en el reservorio, se
evaluó la cantidad de CO2 que produce el
campo Indillana teniendo como resultado que
es suficiente el volumen de CO2 para la
inyección en el reservorio y se realizó el
análisis de los cálculos resultados
determinando que no es factible la inyección
miscible de CO2, debido a que la presión
mínima de miscibilidad es mayor a la presión
del reservorio provocando una fractura en la
roca, la saturación de agua en el reservorio
es del 51% dificultando la inyección de CO2 y
provocando que no exista un buen barrido, la
movilidad en la arena T Principal es 16.71
impidiendo la implementación del proyecto de
inyección miscible de CO2. Se analizó las
reservas de petróleo remanente que existe en
el campo Indillana demostrando que se puede
recuperar gran cantidad de petróleo.
PALABRAS CLAVES:
Inyección miscible de CO2, screening,
recuperación mejorada, presión mínima de
miscibilidad, petróleo remanente.
ABSTRACT:
In this work the analysis of the technical
conditions of the main T sand of the Indillana
field for the miscible injection of CO2 as an
improved recovery mechanism was carried
out, the petrophysical characteristics of the
producing sands were analyzed, by means of
the screening selection criterion based on the
minimum parameters required for the
injection, the minimum miscibility pressure
was calculated resulting in the injection being
partially miscible factor that prevents a good
displacement of the oil in the reservoir. The
description of the conditions of the fluids in the
reservoir was carried out, the amount of CO2
produced by the Indillana field was evaluated,
with the result that the CO2 volume for the
injection in the reservoir was sufficient and the
analysis of the calculations results
determining that the miscible injection of CO2
is not feasible, because the minimum
miscibility pressure is greater than the
reservoir pressure causing a fracture in the
rock, the water saturation in the reservoir is
51% making it difficult to CO2 injection and
causing no good sweep, the mobility in the
main T sand is 16.71 preventing the
implementation of the miscible CO2 injection
project. We analyzed the remaining oil
reserves in the Indillana field demonstrating
that a large amount of oil can be recovered.
KEYWORDS
Miscible CO2 injection, screening, improved
recovery, minimum miscibility pressure,
remaining oil.
Se autoriza la publicación de este Proyecto de Titulación en el Repositorio
Digital de la Institución.
DECLARACIÓN Y AUTORIZACIÓN
Yo, YANEZ PINEDA OLGER FABRICIO, C.I: 1723242440 autor del
proyecto titulado: “ANÁLISIS DE CONDICIONES TÉCNICAS PARA LA
INYECCIÓN DE CO2 COMO MÉTODO DE RECUPERACIÓN MEJORADA
EN EL CAMPO INDILLANA BLOQUE 15 DEL ORIENTE ECUATORIANO”
previo a la obtención del título de INGENIERO DE PETRÓLEOS en la
Universidad Tecnológica Equinoccial.
1. Declaro tener pleno conocimiento de la obligación que tienen las
Instituciones de Educación Superior, de conformidad con el Artículo
144 de la Ley Orgánica de Educación Superior, de entregar a la
SENESCYT en formato digital una copia del referido trabajo de
graduación para que sea integrado al Sistema Nacional de
información de la Educación Superior del Ecuador para su difusión
pública respetando los derechos de autor.
2. Autorizo a la BIBLIOTECA de la Universidad Tecnológica Equinoccial
a tener una copia del referido trabajo de graduación con el propósito
de generar un Repositorio que democratice la información,
respetando las políticas de propiedad intelectual vigentes.
Quito, 24 de octubre del 2017
DECLARACIÓN
Yo YANEZ PINEDA OLGER FABRICIO, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANÁLISIS DE
CONDICIONES TÉCNICAS PARA LA INYECCIÓN DE CO2 COMO
MÉTODO DE RECUPERACIÓN MEJORADA EN EL CAMPO INDILLANA
BLOQUE 15 DEL ORIENTE ECUATORIANO”, que, para aspirar al título de
Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por YANEZ PINEDA OLGER
FABRICIO, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la
Ingeniería e Industrias; y cumple con las condiciones requeridas por el
reglamento de Trabajos de Titulación artículos 19, 27 y 28.
DEDICATORIA
A Dios por ser el dueño de todas las cosas, por brindarme salud y fortaleza
para cumplir mis objetivos, porque con tu amor infinito siempre me
acompañas y me guías por los mejores caminos.
A mis padres, Luis Wuashington y Sonia Ermita, por ser quienes
incansablemente me han apoyado a cumplir todas mis metas y objetivos,
guiándome e inculcándome valores que hoy me permiten culminar con éxito
esta etapa de mi vida.
A mi tío Ernesto por ser como mi hermano mayor y siempre estar a mi lado
apoyándome, dándome ánimo y energía para seguir adelante.
A todos mis familiares quienes son parte importante en mi vida.
Olger Fabricio
AGRADECIMIENTO
A Dios por brindarme salud y vida para cumplir un objetivo importante en mi
vida, por bendecirme con una gran familia.
A mis Padres por ser el pilar fundamental y esencial en los momentos más
difíciles, por ser ejemplo de esfuerzo y sacrificio, gracias por permitirme
culminar mis estudios con éxito.
Un agradecimiento especial a la Universidad Tecnológica Equinoccial y a
sus docentes quienes impartieron grandes conocimientos y experiencias
que me han permitido crecer humana y profesionalmente.
A mis amigos y compañeros, con quienes disfrute y compartí una etapa
estudiantil.
Olger Fabricio
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA RESUMEN..................................................................................................... 1
ABSTRACT ................................................................................................... 2
1. INTRODUCCIÓN ................................................................................ 4
1.1 OBJETIVOS .................................................................................. 9
1.1.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................ 9
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................... 9
2. METODOLOGÍA ............................................................................... 11
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ......................................................... 18
3.1 SELECCIÓN DE LA ARENA PRODUCTORA PARA
LA INYECCIÓN MISCIBLE DE CO2 ............................................ 18
3.1.1 PRESIÓN MÍNIMA DE MISCIBILIDAD.................................. 20
3.2 DIÓXIDO DE CARBONO DISPONIBLE ...................................... 20
3.2.1 CANTIDAD DE DIÓXIDO DE CARBONO DISPONIBLE EN
EL CAMPO INDILLANA ........................................................ 21
3.3 CANTIDAD DE CO2 NECESARIA ............................................... 23
3.4 CALCULO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ............. 23
3.4.1 DENSIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN. ........................... 23
3.4.2 GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO .......................................... 24
3.4.3 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO .............................................. 25
3.5 CÁLCULO DEL PETRÓLEO REMANENTE ................................ 26
3.6 MOVILIDAD EN EL RESERVORIO ............................................. 27
3.7 ANÁLISIS DE RESULTADOS ..................................................... 28
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .................................... 30
4.1 CONCLUSIONES ........................................................................ 31
4.2 RECOMENDACIONES................................................................ 32
5. BIBLIOGRAFÍA ................................................................................ 33
6. ANEXOS ........................................................................................... 37
ii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Mecanismos de producción del Campo Indillana ............................ 5
Tabla 2. Factor de Recobro de las arenas productoras ................................. 6
Tabla 3. Descripción litológica del campo Indillana........................................ 6
Tabla 4. Datos petrofísicos de las arenas productoras .................................. 8
Tabla 5. Datos petrofísicos de las arenas productoras .................................. 8
Tabla 6. Datos petrofísicos de las arenas productoras .................................. 8
Tabla 7. Valores de miscibilidad .................................................................. 11
Tabla 8. Valores de criterio de movilidad ..................................................... 16
Tabla 9. Selección de la arena productora para la inyección de CO2. ......... 18
Tabla 10. Parámetros seleccionados de la arena T Principal ..................... 19
Tabla 11. Miscibilidad de la arena T Principal .............................................. 20
Tabla 12. Propiedades físico-químicas del gas ........................................... 21
Tabla 13. Presión y temperatura reducida. .................................................. 22
Tabla 14. Cantidad de dióxido de carbono .................................................. 22
Tabla 15. Volumen de CO2 necesario ......................................................... 23
Tabla 16. Densidad del agua de formación. ................................................ 24
Tabla 17. Gravedad API del petróleo........................................................... 24
Tabla 18. Viscosidad del petróleo muerto .................................................... 25
Tabla 19. Viscosidad del petróleo saturado ................................................. 25
Tabla 20. Viscosidad del petróleo saturado de CO2 .................................... 26
Tabla 21. Viscosidad del agua..................................................................... 26
Tabla 22. Petróleo remanente ..................................................................... 27
Tabla 23. Movilidad en el reservorio ............................................................ 27
Tabla 24. Interpretación de los cálculos de la arena T Principal .................. 28
iii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Mapa de bloques petroleros del Ecuador ....................................... 5
Figura 2. Columna estratigráfica del Bloque 15 ............................................. 7
iv
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. Constantes físicas de los gases ......................................... 38
ANEXO 2. Carta de standing .................................................................. 39
ANEXO 3. Análisis cromatográfico CPF ............................................... 40
ANEXO 4. Curva de Permeabilidad Relativa del Campo Indillana . 42
ANEXO 5. Facilidades de superficie CFP del campo Indillana ....... 43
ANEXO 6. Producción bloque 15 ........................................................... 44
1
RESUMEN
En este trabajo se realizó el análisis de las condiciones técnicas de la arena
T Principal del campo Indillana para la inyección miscible de CO2 como
mecanismo de recuperación mejorada, se realizó el análisis de las
características petrofísicas de las arenas productoras, se seleccionó la arena
T Principal mediante el criterio de selección screening en base a los
parámetros mínimos requeridos para la inyección, se calculó la presión
mínima de miscibilidad teniendo como resultado que la inyección es
parcialmente miscible factor que impide que exista un buen desplazamiento
del petróleo en el reservorio. Se realizó la descripción de las condiciones de
los fluidos existentes en el reservorio, se evaluó la cantidad de CO2 que
produce el campo Indillana teniendo como resultado que es suficiente el
volumen de CO2 para la inyección en el reservorio y se realizó el análisis de
los cálculos resultados determinando que no es factible la inyección miscible
de CO2, debido a que la presión mínima de miscibilidad es mayor a la
presión del reservorio provocando una fractura en la roca, la saturación de
agua en el reservorio es del 51% dificultando la inyección de CO2 y
provocando que no exista un buen barrido, la movilidad en la arena T
Principal es 16.71 impidiendo la implementación del proyecto de inyección
miscible de CO2. Se analizó las reservas de petróleo remanente que existe
en el campo Indillana demostrando que se puede recuperar gran cantidad de
petróleo.
Palabras clave: Inyección miscible de CO2, screening, recuperación
mejorada, presión mínima de miscibilidad, petróleo remanente.
2
ABSTRACT
In this work the analysis of the technical conditions of the main T sand of the
Indillana field for the miscible injection of CO2 as an improved recovery
mechanism was carried out, the petrophysical characteristics of the
producing sands were analyzed, by means of the screening selection
criterion based on the minimum parameters required for the injection, the
minimum miscibility pressure was calculated resulting in the injection being
partially miscible factor that prevents a good displacement of the oil in the
reservoir. The description of the conditions of the fluids in the reservoir was
carried out, the amount of CO2 produced by the Indillana field was evaluated,
with the result that the CO2 volume for the injection in the reservoir was
sufficient and the analysis of the calculations results determining that the
miscible injection of CO2 is not feasible, because the minimum miscibility
pressure is greater than the reservoir pressure causing a fracture in the rock,
the water saturation in the reservoir is 51% making it difficult to CO2 injection
and causing no good sweep, the mobility in the main T sand is 16.71
preventing the implementation of the miscible CO2 injection project. We
analyzed the remaining oil reserves in the Indillana field demonstrating that a
large amount of oil can be recovered.
Keywords: Miscible CO2 injection, screening, improved recovery, minimum
miscibility pressure, remaining oil.
4
1. INTRODUCCIÓN
Gran parte de los yacimientos de petróleo en el Ecuador se encuentran en
su etapa de declive de producción. Por esta razón, es necesaria la aplicación
de métodos de recuperación secundaria o mejorada que permitan aumentar
la recuperación de petróleo, aumentando con ello las reservas recuperables
(FICT, 2015). En la actualidad se están realizando más estudios y proyectos
de investigación sobre los métodos de recuperación mejorada del petróleo.
Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento
contiene todavía 60 a 80 % del crudo originalmente in-situ. Esto se debe a
que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria es
baja (Salager, 2015). Por este motivo es importante la recuperación
mejorada (EOR) que consiste en aplicar técnicas sofisticadas que permiten
incrementar la recuperación de hidrocarburos, modificando las
características de los fluidos y las fuerzas capilares que actúan sobre los
mismos, se fundamenta en técnicas térmicas, químicas, desplazamiento
miscible y otras (Salazar, 2015).
Una de las técnicas que es utilizada a nivel mundial es la inyección de CO2
miscible en yacimientos de hidrocarburo, esta técnica consiste en mezclar el
dióxido de carbono con el crudo que se encuentra en el yacimiento con el
objetivo de mejorar la eficiencia de desplazamiento hasta llegar al pozo
productor (Salager, 2015)
En el Ecuador el dióxido de carbono actualmente es desaprovechado como
es el caso del Campo Indillana, la investigación tiene como objetivo
aprovechar adecuadamente el CO2 que proviene de los separadores de
superficie y fuentes fijas de energía, después es separado y tratado para
utilizar como método de recuperación mejorada para aumentar el factor de
recobro. Datos experimentales y de campo han demostrado los procesos
para trabajar con el dióxido de carbono obteniendo factores de recobro altos
como el 22 % del petróleo original in-situ (Brock, 2011).
GENERALIDADES DEL CAMPO
El campo Indillana está ubicado entre las provincias de Sucumbíos y
Orellana en el corredor central Sacha – Shushufindi de la cuenca Oriente, el
campo en estudio actualmente está operado por Petroamazonas EP, el
Bloque 15 está conformado por varios campos que aportan con la
producción diaria de petróleo, estos campos son: Concordia, Indillana, Itaya,
Jivino, Laguna y Napo.
5
Figura 1. Mapa de bloques petroleros del Ecuador
(Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador, 2012)
DATOS DE PRODUCCIÓN DEL CAMPO INDILLANA
El objetivo principal en el campo Indillana fue perforar 4 arenas productoras
que son importantes para la producción de dicho campo, estas arenas se
detallan en la Tabla 1.
Tabla 1. Mecanismos de producción del Campo Indillana
RESERVORIO MECANISMO DE PRODUCCIÓN
U Inferior Empuje de acuífero lateral
T Principal Empuje de acuífero de fondo
Hollín Superior Empuje de acuífero de fondo
Hollín Principal Empuje de acuífero lateral
El campo Indillana tiene una producción acumulada de 17 MMBls de petróleo y su reserva total es de 21 MMBls, con un factor de recobro promedio de 23.50 %, en la
Tabla 2 se detalla el factor de recobro según cada arena productora.
BLOQUE 15
INDILLANA
6
Tabla 2. Factor de Recobro de las arenas productoras
RESERVORIO FACTOR DE RECOBRO [%]
U Inferior 23.50
T Principal 23.50
Hollín Superior 14.54
Hollín Principal 3.75
DESCRIPCIÓN LITOLÓGICA
El campo en estudio presenta su litología debido a los ambientes
sedimentarios y la acumulación en ambientes de barras con presencia de
arenas de buena calidad como se detalla en la Tabla 3.
Tabla 3. Descripción litológica del campo Indillana
FORMACIÓN LITOLOGÍA
Tope Napo Compuesta por secuencia de lutitas intercaladas por
areniscas y calizas.
Caliza M1 Compuesta principalmente de caliza con niveles de lutita.
Caliza M2 Compuesta principalmente de caliza intercalada con
niveles de lutita y caliza.
Caliza A Conformada principalmente de caliza intercalada con
lutita.
Arenisca U Compuesta por arenisca intercalada con delgados
niveles de lutita, presenta tres niveles: superior, media e
inferior.
Caliza B Predominante en esta formación la caliza intercalada con
niveles de lutita.
Arenisca T Compuesta predominantemente por areniscas
intercalada con niveles de lutita, presenta dos niveles:
superior y principal.
Hollín Compuesta por arenisca con intercalaciones de lutita,
caliza y caolinita.
(DATALOG ECUADOR S.A., 2010)
7
Figura 2. Columna estratigráfica del Bloque 15
(DATALOG ECUADOR S.A., 2010)
DATOS PETROFÍSICOS DE LAS ARENAS PRODUCTORAS DEL CAMPO
INDILLANA
En las siguientes tablas se indican los parámetros petrofísicos del campo en
estudio que son importantes en el análisis de cada arena productora porque
permiten determinar si es posible la inyección de CO2 miscible como método
de recuperación mejorada.
8
Tabla 4. Datos petrofísicos de las arenas productoras
RESERVORIO Porosidad
Promedio [%]
Permeabilidad
[mD]
Saturación inicial
de agua [%]
Saturación de
petróleo [% V]
U Inferior 16.5 1800 18.5 81
T Principal 14.6 1655 28 64
Hollín Superior 10.5 ND* 45 20
Hollín Principal 15.7 1050 18.5 90
ND*: No existe dato
Tabla 5. Datos petrofísicos de las arenas productoras
RESERVORIO Temperatura
[°F]
Presión
inicial
[lpca]
Presión
reservorio
[lpca]
Presión
de
burbuja
[lpca]
Espesor neto
promedio
[pies]
U Inferior 209 3685 3500 870 29.54
T Principal 215 3935 3600 835 24.18
Hollín Superior ND* ND* ND* ND* 3,5
Hollín Principal 220 4362 4300 108 20.89
ND*: No existe dato
Tabla 6. Datos petrofísicos de las arenas productoras
RESERVORIO Relación
Gas
Petróleo
[PCS/BF]
°API del
petróleo
Salinidad
del agua
[mg/litro]Cl
Factor
volumétrico
del petróleo
[RS/STB]
Viscosidad
del petróleo
( )
[cP]
U Inferior 93 18.5 59400 1.170 20.20
T Principal 172 24.8 19800 1.150 4.07
Hollín Superior 95 23.8 ND* 1.100 ND*
Hollín Principal 116 24.8 5363 1100 5.16
ND*: No existe dato
9
1.1 OBJETIVOS
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Analizar las condiciones técnicas de la arena T Principal para la inyección
miscible de dióxido de carbono como mecanismo de recuperación mejorada
en el campo Indillana.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Analizar las características petrofísicas de las arenas productoras del
reservorio y realizar la selección de la arena más apropiada para la
inyección de CO2.
Describir las condiciones de los fluidos del reservorio en la arena T
Principal para la aplicación del proyecto y analizar los resultados
obtenidos después de la inyección de CO2.
Evaluar la cantidad disponible de CO2 existente en el campo Indillana
y determinar la factibilidad de la inyección de CO2 en el reservorio de
la arena T Principal.
11
2. METODOLOGÍA
En este trabajo se realizaron varias actividades para determinar la
factibilidad de la inyección miscible de CO2 en el campo Indillana como
método de recuperación mejorada.
La revisión bibliográfica llevada a cabo permitió recopilar información
sobre las investigaciones realizadas en el Ecuador sobre los
proyectos de inyección de CO2 y métodos de recuperación mejorada,
además de permitió recopilar información necesaria para realizar los
cálculos correspondientes.
Se seleccionó la arena productora mediante el criterio de selección de
screening para proyectos de recuperación mejorada (Taber, Martin, &
Seright., 1997).
En el trabajo se calculó la presión mínima de miscibilidad y la
miscibilidad del CO2 en función de la presión del reservorio para lo
cual se utilizó las ecuaciones
Peso molecular del crudo.
( ) (
)
[1]
La correlación de Lásater
( ( ) )
( )
[2]
La ecuación del factor de miscibilidad
[3]
Tabla 7. Valores de miscibilidad
Valores Desplazamiento
Inmiscible
Parcialmente miscible
Miscible
12
Dónde:
MW: Peso molar del petróleo (gr/mol)
PMM: Presión mínima de miscibilidad (Lpca)
P: Presión del reservorio (lpca)
Pvap: Presión de vapor (lpca)
(Alvarado & Manrique, 2010).
Se calculó el dióxido de carbono disponible del campo Indillana que
se necesita para la aplicación del proyecto en el reservorio para lo
cual se utilizaron las ecuaciones:
Fracción molar
[4]
Peso molar de la mezcla
∑ [5]
Presión crítica y temperatura crítica
∑ [6]
∑ [7]
Presión reducida y temperatura reducida
[8]
[9]
La corrección del factor de compresibilidad z del gas natural por H2S y
CO2 se utiliza la correlación de Wichert y Aziz
[(
)
(
)
]
[10]
La ecuación de la temperatura crítica de la mezcla
∑ [11]
La ecuación de la presión crítica de la mezcla
13
∑
∑ [12]
La densidad del gas
[13]
El flujo másico y el flujo másico de CO2
[14]
[15]
Dónde:
Ɛ = factor de ajuste, (°R)
yCO2 = contenido de CO2, (fracción molar)
yH2S = contenido de H2S, (fracción molar)
yi = componente i en la mezcla, (fracción molar)
TscM = temperatura pseudocrítica corregida por CO2 y H2S, (°R)
Tci = temperatura crítica del componente i, (°R)
PscM = presión pseudocrítica corregida por CO2 y H2S, (lpca)
Pci = presión crítica del componente i, (lpca)
(Alvarado & Banzér, 2002)
Para conocer la cantidad de CO2 necesaria para el proyecto se
calculó el volumen mediante las siguientes ecuaciones:
Volumen poroso
[16]
La ecuación del volumen de CO2
[17]
Mediante la ecuación de la densidad
[18]
Dónde:
ρ: densidad
m: masa del CO2 (lb/día)
v: volumen de CO2 (pie3/día)
(Alvarado & Banzér, 2002)
14
La ecuación de la relación gas – petróleo
[19]
El GOR permite conocer cuál es la relación que se tiene de gas con
respecto al petróleo (Alvarado & Manrique, 2010).
Se calculó las propiedades de fluidos antes de realizar la inyección de
CO2 miscible para lo cual es necesario aplicar:
Correlación de McCain para el cálculo del factor volumétrico
[20]
[21]
[22]
Dónde:
VWP: variación del volumen de agua a cierta presión
VWT: variación del volumen de agua a cierta temperatura
βW: Factor volumétrico del agua
La ecuación de la densidad del agua
[23]
La ecuación de la gravedad especifica del agua
[24]
Ecuación de la gravedad especifica del petróleo
[25]
Las ecuaciones para la densidad del petróleo a ciertas temperaturas
[26]
[27]
15
[28]
La ecuación para la viscosidad del petróleo muerto
[29]
Ecuación de Vásquez & Beggs
(
)
[30]
La ecuación de Beggs & Robinson
[31]
Estas ecuaciones permiten calcular las propiedades de los fluidos
existentes en el reservorio de la T Principal (Escobar Macualo, 2004).
También se calculó el cambio que experimentan las propiedades de
los fluidos al tener contacto con el CO2 en el reservorio, para lo cual
se utiliza:
La correlación de Van Wingen (ecuación 32),
[32]
La ecuación del petróleo original en sitio
[33]
Dónde:
A = Área de la arena, (acre-pie)
h = Espesor de la arena, (pies)
= Porosidad, expresada en fracción
S_oi= Saturación inicial de petróleo, expresada en fracción
β_oi= Factor volumétrico de petróleo, (BY/BN)
Ecuación del factor de recobro
[34]
La ecuación del petróleo remanente
[35]
(Escobar Macualo, 2004).
16
Para conocer la movilidad que tiene el reservorio se realizó los
siguientes cálculos aplicando las ecuaciones:
De saturación de agua
[36]
Dónde:
A = Área de la arena, (acre-pie)
h = Espesor de la arena, (pies)
= Porosidad, expresada en fracción
La ecuación de la movilidad para determinar si existe influencia del
CO2 en el movimiento del petróleo
[37]
Dónde:
kW: Permeabilidad relativa del agua
kO: Permeabilidad relativa al petróleo
μO: Viscosidad del petróleo
μW: Viscosidad del agua
Tabla 8. Valores de criterio de movilidad
DONDE
M = 1 Los dos fluidos son idénticos, agua y petróleo.
M < 1 Petróleo fluye más que el agua.
M > 1 Agua fluye más que el petróleo.
(Escobar, 2006).
Se realizó una tabla de resultados, analizando los datos obtenidos y
determinando la factibilidad del proyecto.
18
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1 SELECCIÓN DE LA ARENA PRODUCTORA PARA LA
INYECCIÓN MISCIBLE DE CO2
La selección de la arena productora se la realiza mediante el criterio de
screening para la aplicación de la inyección de CO2 Miscible como método
de recuperación mejorada según (Taber, Martin, & Seright., 1997), como se
muestra en la Tabla 9.
Tabla 9. Selección de la arena productora para la inyección de CO2.
Parámetros mínimos para la
inyección de CO2
Parámetros actuales de las arenas productoras
del campo Indillana
U Inferior T Principal Hollín
Superior
Hollín
Principal
Gravedad del crudo
[°API] > 22 18.5 24.8 23.8 24.8
Viscosidad del petróleo
[cP] < 10 20.20 4.07 ND* 5.16
Saturación de petróleo
[% V] > 20 81 64 20 90
Tipo de formación Arenisca o
carbonato Arenisca Arenisca Arenisca Arenisca
Espesor neto [pie] Amplio
rango 29.54 24.18 3.50 20.89
Permeabilidad [mD] No crítica 1800 1655 ND* 1050
Profundidad [pie] > 2 500 9407 9612 9875 9950
ND*: No existe dato.
Según la selección realizada dos arenas productoras cumplen con los
parámetros mínimos se selección, dichas arenas son: Hollín Principal y T
Principal, sin embargo para el trabajo se selecciona la arena T Principal
debido a que presenta mejores características que la arena Hollín Principal,
estas características son:
19
Menor viscosidad del petróleo
Mayor espesor neto para la inyección
Mayor permeabilidad en el reservorio
Tabla 10. Parámetros seleccionados de la arena T Principal
Parámetro Criterio mínimo
de Inyección
Arena T
Principal Razón
Gravedad del
petróleo [°API] > 22 24.8
El crudo debe ser de buena calidad,
en este caso es superior al indicado.
Viscosidad del
petróleo [cP] < 10 4.07
Tiene baja viscosidad lo que permite
que el petróleo fluya más fácil en el
reservorio
Saturación de
petróleo
[% V]
> 20 64
Tiene alto porcentaje de saturación
de petróleo lo cual indica que existe
gran cantidad de petróleo que se
puede extraer a superficie.
Tipo de
formación
Arenisca o
carbonato Arenisca
El reservorio es una arenisca lo que
permite el movimiento del CO2 y
favorecer su miscibilidad con el
crudo.
Espesor neto
[pie] Amplio rango 24.18
El reservorio es delgado lo que
permite mayor movimiento del CO2
al tener contacto con el petróleo.
Permeabilidad
[mD] No crítica 1 655
El reservorio tiene un buen valor de
permeabilidad lo que permite que el
CO2 fluya a través del mismo.
Profundidad
[pie] > 2 500 9612
El reservorio tiene un alto valor de
profundidad lo que permite alcanzar
altos valores de presión de
miscibilidad.
20
3.1.1 PRESIÓN MÍNIMA DE MISCIBILIDAD
La presión mínima de miscibilidad (PMM) permite conocer a que presión el
CO2 inyectado se mezcla con el crudo en el reservorio, aumentando la
movilidad del crudo y mejorando el factor de recobro del yacimiento.
Se calcula mediante la correlación de Lásater que es la ecuación 1, con el
valor 24.8 de gravedad °API del petróleo obtenido de la Tabla 6 se calcula
el peso molar del petróleo con la ecuación 2 y el factor de miscibilidad del
CO2 mediante la ecuación 3, con el valor de la presión del reservorio que es
3600 lpca y la presión de vapor que es igual a 1.1 lpca.
Tabla 11. Miscibilidad de la arena T Principal
Cálculos Resultados
Peso molar del petróleo 256.02 gr/mol
Presión mínima de miscibilidad 4 330.06 lpca
Factor de miscibilidad 0.83
La presión mínima a la que se debe inyectar el CO2 para que pueda ser
miscible con el petróleo es 4330.06 lpca. Este valor es mayor a la presión del
reservorio que es 3600 lpca, lo cual indica que no se puede realizar la
inyección miscible de CO2, debido a que si se inyecta a la presión mínima se
provoca una fractura en el reservorio causando colapso de la roca.
La miscibilidad calcula para la arena T Principal es 0.83, según la Tabla 7 el
desplazamiento es parcialmente miscible debido a que su factor se
encuentra entre 0 y 1 por esta razón el proyecto de inyección de CO2 no
permite tener buen barrido en el reservorio.
3.2 DIÓXIDO DE CARBONO DISPONIBLE
Es importante conocer la cantidad de gas que produce la estación CPF del
campo Indillana, conocer la cantidad de dióxido de carbono que proviene de
los compresores, para utilizar el CO2 de una manera que permita
incrementar la producción del campo.
Es necesario cuantificar la cantidad de dióxido de carbono disponible en el
campo Indillana en el caso que la inyección de CO2 sea factible.
21
3.2.1 CANTIDAD DE DIÓXIDO DE CARBONO DISPONIBLE
EN EL CAMPO INDILLANA
Para realizar el cálculo de la cantidad de CO2 es necesario conocer los
datos de la cromatografía del gas que ingresa al compresor en CPF, los
mismos que indican que la fracción molar de CO2 es de 25.65% con una
producción de gas de 6.9 MMSCFD que ingresa a los compresores del
campo con a una presión de operación de 90 psi y temperatura de 112 °F
como se indica en el Anexo 3.
Para el cálculo de las propiedades físico químicas se utilizan las siguientes
ecuaciones 4, 5, 6, 7 y tomando como dato los valores de presión y
temperatura crítica de los componentes que están enunciadas en la tabla de
Constantes Físicas de los Gases de la sección 23 del manual de la GPSA
(Anexo 1), los resultados se presentan en la siguiente Tabla 12.
Tabla 12. Propiedades físico-químicas del gas
Gas %
molar Yi PMi PMmezcla Tci [°R]
Pci
[lpca] Tsc [°R]
Psc
[lpca]
N2 4.59 0.0459 28.0134 1.286 227.18 492.8 10.43 22.62
Metano 46.21 0.4621 16.043 7.413 342.81 667 158.41 308.22
CO2 25.65 0.2565 44.01 11.289 547.4 1069.5 140.41 274.33
Etano 6.31 0.0631 30.079 1.898 549.74 707.8 34.69 44.66
Agua 0.00 0.00 18.0153 0.000 1164.78 3200.1 0.00 0.00
Propano 9.61 0.0961 44.097 4.238 665.59 615 63.96 59.10
i-butano 2.11 0.0211 58.123 1.226 734.09 527.9 15.49 11.14
n-butano 3.21 0.0321 58.123 1.866 765.18 548.8 24.56 17.62
i-pentano 1.27 0.0127 72.15 0.916 828.63 490.4 10.52 6.23
n-pentano 0.72 0.0072 72.15 0.519 845.37 488.1 6.09 3.51
i-hexano 0.28 0.0028 86.177 0.241 911.47 439.5 2.55 1.23
i-heptano 0.04 0.0004 100.204 0.040 972.36 397.4 0.39 0.16
Total 100 1.0 30.933 467.503 748.818
22
El cálculo de la presión y temperatura reducida las ecuaciones 8 y 9.
Tabla 13. Presión y temperatura reducida.
Cálculos Resultados
Presión reducida 0.13
Temperatura reducida 1.22
El factor de compresibilidad Z es calculado mediante la gráfica de Standing
& Katz (Anexo 2), utilizando los valores de Presión y temperatura reducida
que es (0.13 y 1.22 respectivamente). Para la corrección del gas natural por
H2S y CO2 se utiliza la correlación de Wichert y Aziz, ecuaciones 10, 11 y 12.
Para el cálculo de la densidad del gas con el Z corregido la ecuación 13, en
el cálculo del caudal másico del dióxido de carbono y flujo másico del gas
se utiliza las ecuaciones 14 y 15.
Tabla 14. Cantidad de dióxido de carbono
Cálculos Resultados
Z 0.975
Corrección del gas natural 21.66
Temperatura pseudocrítica corregida 445.84 °R
Presión pseudocrítica corregida 714.11 Lpca
Presión pseudoreducida corregida 0.14
Temperatura pseudoreducida corregida 1.28
Z corregido 0.976
Densidad del gas 0.54 lb/pie3
Flujo másico del gas 3 726 000 lb/día
Flujo másico del CO2 955 719 lb/día
La producción de CO2 en el campo es de 955 719 lb/día que es igual al
25.65%, la mayor producción es de gas metano que corresponde al 46.21%
según el análisis de cromatografía.
23
3.3 CANTIDAD DE CO2 NECESARIA
Para determinar qué cantidad de dióxido de carbono necesaria para la
inyección miscible es necesario calcular el volumen poroso de la roca
mediante la ecuación 16, se conoce como que el volumen total de la roca es
73 232.02 acre – pie y el volumen neto es 43 919,43 acre – pie. Para la
inyección de CO2 el volumen poroso debe estar entre 25 y 30 por ciento,
para lo cual se aplica la ecuación 17.
Para el cálculo del volumen, se tiene como dato el flujo másico de CO2 es
, se conoce que la densidad del CO2 es
a
condiciones de reservorio que son: Pr = 3600 y T = 215 °F, se calcula con la
ecuación 18 y para conocer la relación gas – petróleo se utiliza la ecuación
19, se utiliza el dato de producción del campo Indillana que es 22 706.13
barriles dato que se encuentra en el Anexo 4.
Tabla 15. Volumen de CO2 necesario
Cálculos Resultados
Volumen poroso 29 319.59 (acre-pie)
Volumen ocupado por CO2 8 795.87 (acre-pie)
Volumen de CO2 8 325 078 (pie3/día)
GOR (Relación Gas-Petróleo) 366.64 (PCS/BF)
Mediante la conversión del volumen ocupado CO2 en la roca de 8 795, 87
acre –pie, equivale a 3.832x108 pies3, indicando que el CO2 producido es
suficiente para la implementación del trabajo de inyección miscible.
La inyección miscible de CO2 en el reservorio de la arena T Principal, se
consigue incrementar el GOR a 366.64 (PCS/BF).
3.4 CALCULO DE LAS PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS
3.4.1 DENSIDAD DEL AGUA DE FORMACIÓN.
El cálculo de la densidad del agua de formación se lo realiza a condiciones
de reservorio para lo cual es necesario calcular el factor volumétrico del
agua, mediante la correlación de McCain, ecuaciones 20, 21 y 22.
24
Para el cálculo de la densidad del agua se utiliza los datos la Tabla 6 donde
la salinidad del agua es
, aplicando las ecuaciones 23 y 24.
Tabla 16. Densidad del agua de formación.
Cálculos Resultados
Factor volumétrico (βW) 1.037 BY/BN
-6.2x10-3
0.044
Gravedad especifica del agua ( ) 1.013
Densidad del agua (ρW) 60.95 lb/pie3
Densidad del agua (ρW) 0.976 gr/cm3
3.4.2 GRAVEDAD API DEL PETRÓLEO
La gravedad API del petróleo es calculada mediante las ecuaciones 25, 26,
27 y 28, se utiliza como dato la densidad del petróleo a condiciones de
reservorio 215 °F es 0.9566.
Tabla 17. Gravedad API del petróleo.
Cálculos Resultados
Gravedad del petróleo ( ) 0.9053
Densidad del petróleo a condiciones estándar 0.9043 gr/cm3
Densidad del petróleo a 215 °F 0.839 gr/cm3
Gravedad del petróleo a 215 °F 0.877
° API a 215 °F 29.84 °API
Existe un incremento en la gravedad API del petróleo a la temperatura de
215 °F lo que indica que el petróleo tiene mayor movilidad en el reservorio.
25
3.4.3 VISCOSIDAD DEL PETRÓLEO
El cálculo de la viscosidad del petróleo muerto se realiza mediante la
correlación de Beggs & Robinson que es la ecuación 29, se utiliza como dato
la gravedad API calculada que es 29.84.
Tabla 18. Viscosidad del petróleo muerto
Cálculos Resultados
Viscosidad del petróleo muerto ( ) 3.31 cP
z 2.4287
y 268.34
x 0.52
La viscosidad del petróleo saturado se calcula con la correlación de Vásquez & Beggs ecuación 30, utilizando también la correlación de Robinson que es la ecuación 31, usando como dato la relación gas-
es igual a 172 tomado de la Tabla 6 y la presión de burbuja es igual a tomado de la
Tabla 5.
Tabla 19. Viscosidad del petróleo saturado
Cálculos Resultados
Viscosidad del petróleo saturado ( ) 2.18 cP
Viscosidad del petróleo ( ) 1.5055 cP
A 0.5972
B 0.7725
El petróleo que se encuentra en el reservorio es menos viscoso que el
petróleo muerto, indicando que el petróleo saturado tiene mayor movilidad
que el petróleo muerto.
El cálculo de la viscosidad del petróleo saturado con CO2 se realiza
mediante las ecuaciones 30 y 31, utilizando la relación gas-petróleo que fue
calculada anteriormente y se encuentra en la Tabla 15 es 366.64
.
26
Tabla 20. Viscosidad del petróleo saturado de CO2
Cálculos Resultados
Viscosidad del petróleo saturado con CO2 1.44 cP
Viscosidad del petróleo ( ) 0.9947 cP
A 0.4523
B 0.6584
Con los cálculos realizados se puede observar que la viscosidad del petróleo
reduce debido a la influencia del CO2 al tener contacto con el hidrocarburo
en el reservorio, lo que nos indica que el petróleo se mueve más fácilmente
a través del medio poroso.
Es importante calcular la viscosidad del agua en el reservorio para lo utiliza la temperatura de la arena T Principal que es igual a 215 °F como
muestra en la
Tabla 5, con el objetivo de conocer la movilidad que existe en la arena T
Principal. Se aplica la correlación de Van Wingen que es la ecuación 32.
Tabla 21. Viscosidad del agua
Cálculos Resultados
Viscosidad del agua en el reservorio 0.28 cP
3.5 CÁLCULO DEL PETRÓLEO REMANENTE
Para el cálculo del petróleo remanente es necesario calcular el petróleo
original en sitio de la arena T Principal, para lo cual se utiliza la ecuación 33
del POES utilizando los datos de las Tablas 4, 5 y 6, también se conoce que
el área de la arena es 420.15 acre-pie.
Después de calcular el POES de la arena T Principal y tener como dato el
factor de recobro que es 23.50 % de la Tabla 2 , se procede a realizar el
cálculo del petróleo producido mediante la ecuación 34 y para el cálculo del
petróleo remanente se usa la ecuación 35.
27
Tabla 22. Petróleo remanente
Cálculos Resultados
POES 6 403 913.08 bls
Petróleo producido 1 504 919.57 bls
Petróleo remanente 4 898 993.51 bls
En el reservorio de la arena T Principal se puede extraer la cantidad de
4898993.51 bls de petróleo que se pueden obtener mediante la inyección
miscible de CO2 en el reservorio.
3.6 MOVILIDAD EN EL RESERVORIO
En el cálculo de la movilidad es necesario conocer las condiciones actuales
del reservorio, en este caso la saturación de agua que tiene la arena T
Principal, para lo cual se utiliza la siguiente ecuación 36.
Se consideran los tres tipos de fluidos presentes en el yacimiento como son
petróleo, agua y gas, para el cálculo del a movilidad se debe utilizar la
ecuación 37, se toma como dato los valores de y del
Anexo 4.
Conociendo los siguientes datos de viscosidad del petróleo sin la presencia
de gas es 2.18 cP, la viscosidad del agua es 0.28 cP se calcula la movilidad
con la presencia de CO2.
Tabla 23. Movilidad en el reservorio
Cálculos Resultados
Saturación de agua actual 0.511%
Movilidad 25.30
Movilidad con la presencia de CO2 16.71
28
El valor de 0.51% de agua nos indica que existe gran cantidad de agua en el
reservorio, es decir existe más cantidad de agua que petróleo en la
actualidad en la arena T Principal.
Mediante los cálculos que se obtuvieron se puede ver que existe una
reducción en la movilidad cuando se aplica la inyección de CO2, pero existe
un alto valor de movilidad lo que significa que el agua fluye más rápido que
el petróleo en el reservorio.
3.7 ANÁLISIS DE RESULTADOS
En la Tabla 24 se realiza una interpretación de los resultados en base a los
datos de la arena T Principal donde se va a realizar la inyección de CO2.
Tabla 24. Interpretación de los cálculos de la arena T Principal
Parámetro
Calculado Resultado Interpretación
Presión Mínima de
Miscibilidad (PMM) 4 330.06 lpca
La presión mínima miscible que permite el
reservorio es 4330.06 lpca dicho valor es mayor
a la presión del reservorio que es 3600 lpca,
con lo cual si se inyecta a la presión mínima de
miscibilidad se provoca un fractura al reservorio
provocando taponamiento de los poros y
colapso de la roca.
Miscibilidad ( )
0.83
Parcialmente
miscible
La miscibilidad que existe entre el petróleo y el
CO2 es parcialmente miscible, lo que indica que
no va a existir una buena miscibilidad en el
reservorio, por lo tanto no se puede
implementar el proyecto porque no es factible la
inyección de CO2.
Saturación actual
de agua 0.51%
En la arena T Principal existe gran cantidad de
agua, lo que disminuye la tensión interfacial
entre el petróleo y el agua, el CO2 al tener
contacto con el agua provoca corrosión en las
tuberías. Por este factor se dificulta la
implementación del proyecto de inyección de
CO2.
29
Relación de
Movilidad (M)
Sin la presencia
de CO2 = 25.30
Con la inyección
de CO2 = 16.71
La movilidad en el reservorio presenta valores
muy altos, demostrando que con la inyección de
CO2 se reduce la movilidad pero aun así el
reservorio no presenta buena movilidad
impidiendo que el petróleo fluya fácilmente.
Indicando que no es factible el proyecto de
inyección de CO2.
Volumen de CO2
necesario para la
implementación del
proyecto
8 795.87 acre-pie
Demostrando que el valor calculado
corresponde al 25% del volumen poroso del
reservorio que se necesita para que el dióxido
de carbono desplace al petróleo y el proyecto
de recuperación mejorada sea factible.
Flujo másico de
CO2 que presenta
el campo Indillana
955 719
El campo Indillana presenta la cantidad
necesaria para realizar el proyecto, debido a
que el reservorio tiene poco espesor como es
de 24.18, permitiendo la implementación del
proyecto.
Flujo volumétrico
de CO2 que tiene el
campo Indillana
8 325 078
El flujo volumétrico calculado representa la
cantidad necesaria para la implementación del
proyecto de inyección mejorada, permitiendo
abastecer de CO2 para la inyección en el
reservorio.
Viscosidad del
crudo ( )
Viscosidad =
2.18 Cp
Viscosidad con
CO2 = 1.44 cP
La inyección de dióxido de carbono permite
reducir la viscosidad del petróleo, reduciendo su
viscosidad en un 50%, permitiendo que el
petróleo fluya más rápido en el reservorio.
POES 6 403 913.08
barriles
El proyecto de inyección de CO2, permite
recuperar del 5 al 30% adicional del POES, por
lo tanto se podría recuperar un poco cantidad
de petróleo, lo que indica que el proyecto no
podrá ser rentable.
Petróleo remanente 4 898 993.51
barriles
Es una cantidad importante de petróleo que se
puede recuperar y el dióxido de carbono como
fluido de inyección permite recuperar una buena
cantidad de petróleo porque permite tener un
buen barrido en el yacimiento.
31
4.1 CONCLUSIONES
Como resultado de la selección de la arena se determinó que la arena
T Principal es la más adecuada para la implementación del proyecto,
según el criterio de selección de screening y la miscibilidad del dióxido
de carbono en el reservorio es parcialmente miscible por lo tanto no
es factible.
El reservorio presento una cantidad de saturación de agua del 51 %
factor que dificulta la implementación del método de recuperación
mejorada por inyección miscible de CO2.
La inyección miscible de CO2 permite mejorar la movilidad en el
reservorio reduciéndola de 25.30 a 16.71. Sin embargo es un valor
demasiado alto que determina que el proyecto no es factible.
La viscosidad del petróleo presente en el reservorio inicialmente es de
2.18 cP y mediante la inyección miscible de CO2 se reduce a 1.44 cP
permitiendo que el petróleo fluya más fácilmente en el reservorio.
El proyecto de inyección miscible de dióxido de carbono en el campo
Indillana como método de recuperación mejorada no es factible
técnicamente porque presenta problemas con la presión mínima de
miscibilidad, saturación de agua, movilidad en el reservorio.
El dióxido de carbono que produce el campo Indillana en las
facilidades de producción es de 955 719
que se obtiene a partir de
la separación del gas hidrocarburo, que actualmente es quemado o
emitido a la atmosfera.
32
4.2 RECOMENDACIONES
Es importante aplicar una técnica de recuperación secundaria en el
campo Indillana para mejorar el factor de recobro con el objetivo de
recuperar el petróleo remanente que existe en el reservorio.
En el campo Indillana se debe implementar un proyecto para utilizar
adecuadamente el CO2 que se produce con el objetivo de disminuir la
contaminación ambiental y aprovechar el dióxido de carbono en la
industria petrolera.
Implementar un proyecto para utilizar los volúmenes de agua de
formación como mecanismo de inyección de agua, debido a la
elevada saturación de agua que presenta el campo Indillana.
34
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43
Anexo 5.
Facilidades de superficie CFP del campo Indillana
(Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador, 2012)