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

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2017

Reservados todos los derechos de reproducción

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.

1. INTRODUCCIÓN

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.

2. METODOLOGÍA

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.

3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

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.

4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

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.

5. BIBLIOGRAFÍA

34

BIBLIOGRAFÍA

Air Liquide. (2013). Enciclopedia de los gases. Recuperado el 16 de Mayo de

2016, de Air Liquide:

http://encyclopedia.airliquide.com/encyclopedia.asp?GasID=26&Lang

uageID=9&CountryID=19

Alvarado, D., & Banzér, C. (2002). Recuperación Térmica de Petróleo. (A.

Rincón, Ed.) Caracas, Venezuela.

Alvarado, V., & Manrique, E. (2010). Enhanced Oil Recovery: Field Planning

and Development Strategies. Burlington, USA: Elsevier.

Arriaga, E. R., & Cordova, R. (2008). Recuperación Mejorada en

Yacimientos Naturalmente Fracturados. Tesis de Pregrado,

Universidad Nacional Autónoma de México, División de Ingeniería en

Ciencias de la Tierra, México D.F.

DATALOG ECUADOR S.A. (2010). Litología Bloque 15.

Escobar Macualo, F. H. (2004). Fundamentos de Ingeniería de Yacimientos.

Neiva, Huila, Colombia: Universidad Surcolombiana.

Escobar, F. H. (2006). Aspectos Fundamentales de Recobro Secundario y

Terciario. Neiba: Universidad Surcolombiana.

Espinosa Aguirre, É. G. (2013). Estudio de la Factibilidad para la

implementación del sistema de inyección de dióxido de carbono

(CO2), Huff and Puff, en campos maduros. Tesis , Universidad

Central del Ecuador, Escuela de Ingeniería en Petróleos, Quito.

FICT. (2015). Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (Facultad de

Ingeniería en Ciencias de la Tierra. Obtenido de

http://www.fict.espol.edu.ec/es/recuperaci%C3%B3n-mejorada-de-

hidrocarburos

Green, D., & Willhite, P. (1998). Enhanced Oil Recovery. Richardson, Texas,

USA: Society of Petroleum Engineers.

La comunidad petrolera. (15 de 12 de 2008). La comunidad petrolera.

Obtenido de https://www.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/clculo-

del-factor-de-compresibilidad-z.html

Lake, L., & Walsh, M. (2008). Enhances Oil Recovery (EOR) Field Data

Literature Search. Universidad de Texas at Austin, Departamento de

Ingeniería de Petróleo y Geosistemas . Austin: Universidad de Texas

at Austin.

35

Lake, L., Schimdt, R., & Venuto, P. (1 de Enero de 1992). A niche for

Enhanced Oil Recovery in the 1990s. Oilfield Review, 4(1), 55-61.

Lenntech. (s.f.). Dióxido de Carbono. Recuperado el 26 de 11 de 2015, de

Lenntech: http://www.lenntech.es/dioxido-de-carbono.htm

Loh, W., Trevisan, O., Bannwart, A., & Santos, R. (Septiembre de 2014).

Scielo Brazil. Recuperado el 17 de Febrero de 2016, de An Overview

of heavy oil properties an its recovery and transportation methods:

http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0104-

66322014000300001

Manual de la GPSA. (25 de 02 de 2009). SCRIBD. Obtenido de

https://es.scribd.com/document/269105256/Propiedades-Fisicas-

Hidrocarburos-GPSA#

Marquéz, D. (2017). Incertidumbre en producción de pozos de bajo

potencial. PGE Petróleo y Gas, 40-41.

National Energy Technology Laboratory. (2008). DOE’s Enhanced Oil

Recovery Program An Archive of Important Results. Pittsburgh:

National Energy Technology Laboratory.

Palma, J. (2011). Métodos de Recobro. Universidad Industrial de Santander,

Bogotá.

Paris de Ferrer, M. (2001). Inyección de agua y gas en yacimientos

petrolíferos. Maracaibo, Venezuela: Astro Dala S.A.

Petroamazonas EP. (2016). Información de Campo Bloque 15. Quito.

Salager, J. (2015). Recuperación Mejorada del Petróleo. Cuaderno FIRP Nº

S357C.

Salazar, J. (2015). SCRIBD. Obtenido de

https://es.scribd.com/doc/219210707/Definicion-y-clasificacion-de-los-

mecanismos-de-recuperacion-mejorada

Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador. (2009). Mapa de bloques

petroleros del Ecuador. Recuperado el 18 de Mayo de 2016, de SHE:

http://www.she.gob.ec/mapa-de-bloques-petroleros/

Taber, J. J., Martin, F. D., & Seright, R. S. (Agosto de 1997). EOR Screening

Criteria Revisited - Part 1: Introduction to Screening Criteria and

Enhanced Recovery Field Projects. (35386). Tulsa, Oklahoma,

Estados Unidos: Society Petroleum Engineers.

36

Taber, Martin, & Seright. (Agosto de 1997). EOR Screening Criteria

Revisited-Part 2: Applications and Impact of Oil Prices. (39234). Tulsa,

Oklahoma, Estados Unidos: Society Petroleum Engineers.

Thomas, S. (2008). Enhanced Oil Recovery - An Overview. Oil & Gas

Science and Technology, 63, 9-19.

Valendia Suescún, T. P. (2010). Predicción de un proceso de Inyección de

CO2 miscible en yacimientos complejos para un sector del área de

Lisama. Tesis, Universidad Industrial de Santander, Escuela de

Ingeniería de Petróleos, Bucaramanga.

6. ANEXOS

38

Anexo 1.

Constantes físicas de los gases

(Manual de la GPSA, 2009)

39

Anexo 2.

Carta de standing

(La comunidad petrolera, 2008)

40

Anexo 3.

Análisis cromatográfico CPF

41

42

Anexo 4.

Curva de Permeabilidad Relativa del Campo Indillana

y

43

Anexo 5.

Facilidades de superficie CFP del campo Indillana

(Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador, 2012)

44

Anexo 6

Producción bloque 15

(Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador, 2012)