http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/50562 Maestría en Petróleos 2026-04-04T10:28:37Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/67097 Title: Determinación de las propiedades de las arenas usadas en la geometría del proyecto fluid flower Authors: Delgado Rojas, Daniela Alejandra Abstract: En el presente proyecto se investiga el comportamiento del dióxido de carbono (CO2) cuando es almacenado en el subsuelo como parte de las técnicas de captura y almacenamiento de carbono (CCS). El objetivo es simular el trayecto de este fluido y sus reacciones frente a otros fluidos que se encuentren dentro de una formación geológica. Si se estudia correctamente las características que presenta el reservorio seleccionado para el almacenamiento del CO2, entonces se prevendrá la fuga de este fluido. Varios países tienen como objetivo reducir las emisiones de carbono, por lo cual están realizando proyectos de CCS. La formación seleccionada para la investigación es similar a un modelo sísmico del continental Shelf de Noruega. Se utilizó el laboratorio de la Universidad de Bergen para el desarrollo experimental. Las arenas empleadas fueron procedentes de reservorios propuestos y la configuración fue recreada con equipos para la inyección de fluidos que se encontraban en el laboratorio. Se usaron técnicas para obtener la permeabilidad relativa de los fluidos en un medio poroso y para el manejo de CO2 en su estado gaseoso. Dentro de los resultados encontrados se observó cómo el CO2 se movía por los diferentes tamaños de granos, que fueron recreadas por arenas de altas y bajas permeabilidades. Se obtuvo la simulación de tres mecanismos de atrapamientos: atrapamiento estructural cuando el fluido se quedaba debajo de la capa sello, atrapamiento residual cuando el fluido se quedaba atrapado entre las capas menos permeables y disolución cuando el fluido se mezclaba con el fluido existente o agua de formación. La caracterización del reservorio permitió realizar un análisis previo a inyectar el fluido en un modelo macroscópico. Finalmente, se presentan los resultados de las pruebas de laboratorio que fueron usados en simuladores para estudiar el comportamiento de CO2 cuando es almacenado en el reservorio. 2022-01-01T00:00:00Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63534 Title: Estudio del recobro mejorado de petróleo con inyección de agua y surfactante mediante simulación numérica para el campo ESPOL Authors: Figueroa Guevara, Juan Carlos; Pico Trujillo, José Andrés Description: En Ecuador, la caída en la producción primaria y secundaria de petróleo en la última década ha evidenciado la insuficiencia de los métodos en la extracción de hidrocarburos. Por tanto, en el presente estudio se realizó la simulación de un método de recuperación mejorada de petróleo (EOR), como es la inyección de surfactantes. Este método ha demostrado ser exitoso al aumentar la recuperación de petróleo. El objetivo de esta investigación es evaluar el rendimiento de recobro de petróleo después de la inyección de surfactante, mediante simulación numérica utilizando el software Computer Modelling Group (CMG). Las variables de operación son la tasa de inyección, la concentración de surfactante y volumen poroso. El software permitió construir un modelo tridimensional del yacimiento, incorporando toda la información real disponible del campo. Se planteó tres escenarios de inyección, en el primer escenario se inyecto únicamente una tasa de agua de 1400 bpd a 3%, 6%, 8% y 10% de volúmenes de poro, esto dio un incremento del factor de recobro de 3.82% y 3.96% a 8% y 10% de volumen de poro respectivamente. En el segundo escenario, se inyectó el surfactante ?Surfolean-88H? a 2000 ppm con las variantes de 8% y 10% de volumen de poro dando un factor de recobro de 3.84% y 3.98% respectivamente. Finalmente, en el tercer escenario se inyecto el surfactante a 4000 ppm, 6000 ppm y 8000 ppm a 8% y 10% de volumen de poro en cada inyección; los mejores resultados se obtienen a 8000 ppm de surfactante con factores de recobro de 4.60% y 4.55% respectivamente para cada volumen de poro. Se concluye que el mejor rendimiento del factor de recobro se obtiene al inyectar surfactante a 8000 ppm y 8% de volumen de poro, lo que representa una producción diaria de 9709 barriles de petróleo. Palabras Clave: simulación, modelo tridimensional, recobro, surfactante, volumen de poro 2023-01-01T00:00:00Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63533 Title: Análisis de factibilidad de la aplicación de proyectos geotérmicos para la generación de energía en campos petroleros de la cuenca Oriente de Ecuador Authors: Suntaxi Chillogalli, Alex Geovanny Description: La industria petrolera en el Ecuador en la actualidad debe hacer frente a los retos ambientales en la amazonia y al estado de maduración de los pozos en la Cuenca Oriente; por otro lado, la energía geotérmica es un tipo de energía renovable que tiene altos costos generados principalmente en la etapa de exploración y perforación de pozos. Como solución a estas problemáticas se plantea reutilizar la infraestructura petrolera para la generación de energía geotérmica. La implementación de sistemas de generación de energía geotérmica requiere de parámetros como: gradientes geotérmicos superiores a 25°C/km, temperaturas de reservorio superiores a 75°C (baja y media temperatura) y profundidades superiores a 1km. Estos parámetros sirven para clasificar a los 31 campos petroleros con altos niveles de gradiente geotérmicos sumado a la presencia de pozos petroleros que han llegado a un nivel de maduración alto, con un corte de agua promedio que ronda el 90%. Al mencionar a los yacimientos petroleros como recursos de temperatura medias-bajas, es recomendable para la generación de energía utilizar plantas de ciclo binario, las cuales utilizan un fluido geotérmico y un fluido de trabajo; Es decir, se puede usar el agua producida y los productos remanentes de la explotación petrolera. Por último, en base a los datos recopilados de los pozos se determina pozos teóricos que representen un promedio general dentro de las zonas de potencial geotérmico, con estos datos se realiza las simulaciones de generación de energía, obteniendo una producción neta que ronda los 150 kw, que si se compara con los proyectos revisados en la bibliografía serian viables económicamente. Palabras clave: Industria petrolera, Pozos, Energía geotérmica, plantas de ciclo binario 2023-01-01T00:00:00Z http://www.dspace.espol.edu.ec/handle/123456789/63532 Title: Aplicación de dinámica de fluidos computacional para el estudio de nanofluidos en recuperación mejorada de petróleo Authors: Flores Gavilánez, Wilson Adrián; Herrera Tamayo, Ronny David Description: Los nanofluidos como un método recuperación mejorada química (C-EOR) es un elemento que puede ser clave en la industria hidrocarburífera ya que permite la recuperación de petróleo de campos con baja producción. Una alternativa para estudiar el efecto de la implementación de nanofluidos es a través de la aplicación de modelos matemáticos basados en la dinámica fluido computacional (CFD). En este contexto, el objetivo de este trabajo es desarrollar un modelo CFD para simular el comportamiento de los nanofluidos y estimar la recuperación de petróleo del Campo ESPOL ubicado en el Oriente Ecuatoriano. Para cumplir esta meta, se construyó el modelo CFD considerando las propiedades del yacimiento. Para el modelo se diseñó la geometría y el mallado, se definió los parámetros de entrada y condiciones de contorno, y se seleccionó el método de solución. Para evaluar el efecto del nanofluido se simularon dos escenarios: 1) la inyección convencional de agua y 2) la inyección del nanofluido que está compuesto por nanopartículas de Sílice (SiO2). Los resultados de las simulaciones evidenciaron que con la implementación de nanofluidos se puede alcanzar un incremento favorable en términos de factor de recobro. Al tiempo del punto de ruptura, el factor de recobro para el caso del nanofluido ha sido del 88% comparado con el caso de inyección de agua que alcanzo un 84%. El análisis de sensibilidad sugiere que la óptima concentración de nanopartículas es de 1.5 v/v. Por tanto, este es un parámetro importante a considerar en los casos de inyección de nanofluidos para evitar problemas de taponamiento por la aglomeración de las nanoparticulas. Palabras Clave: Objetivo, Modelo CFD, ESPOL, Sílice 2023-01-01T00:00:00Z