000			nam a22 7a 4500
999			_c49431 _d49431
005			20240510052317.0
008			240506e2023 ck ||ofsm||| 00| 0 spa d
040			_aCO-NeUS _bspa _erda
041			_aspa
100	1		_9157930 _aTorres Molano, Carlos Andrés _eaut
245	1	0	_aEvaluación de los métodos de recobro de hidrocarburos bajo condiciones normales de operación en los campos petrolíferos de crudo pesado y extrapeso en Colombia utilizando lengauje VBA (Visual Basic Application) / _cCarlos Andrés Torres Molano; Director de Tesis José Miguel Galindo Sánchez
256			_aDatos electrónicos (1 archivos:747 MG)
264	1		_aNeiva: _bUniversidad Surcolombiana, _c2023
300			_a1 CD-ROM (62 páginas); _bdiagramas, tablas o cuadros; _c12 cm
336			_2rdacontent _atxt _btxt
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338			_2rdacarrier _acd _bcd
347			_2rda _atexto _bpdf
502			_aTesis _bIngeniero de petróleos _cUniversidad Surcolombiana. Facultad de Ingeniería. Ingeniería de petróleos. _d2023
505			_aIntroducción, planteamiento del problema, objetivos -- Estado del arte -- Marco conceptual, recobro primario, recobro secundario, recobro terciario o mejorado -- Metodología, cribado técnico binario, analogías -- Resultados y análisis -- Conclusiones
520			_a" Este trabajo presenta una herramienta para la selección de las tecnologías de recuperación de petróleo pesado y extra pesado en los campos petrolíferos colombianos utilizando criterios de selección y analogías. La herramienta se ha materializado en un simulador para realizar análisis de manera más sencilla y rápida. El simulador incorpora las condiciones actuales del yacimiento, así como también las propiedades del petróleo, de la roca, y del sistema roca-fluido. En algunos campos colombianos se han aplicado tecnologías de recuperación que utilizan agua, gas o vapor; adicionalmente en este momento hay algunos proyectos que se encuentran en etapa de diseño utilizando agua, químicos, aire y gas. Cabe aclarar que más del 90% de los 280 campos colombianos aún se encuentran en la etapa de recuperación primaria por ende esta es una de las principales razones para tener un factor de recuperación promedio del petróleo de aproximadamente 21%, además plantea la necesidad de utilizar simuladores que permitan identificar las mejores opciones de inversión. Las tecnologías consideradas en este simulador fueron: inyección de gases miscibles (CO2, N2, WAG e hidrocarburos), inyección de gas inmiscible (CO2, N2, hidrocarburos e hidrocarburos con WAG), inundación mejorada (Polímeros, ASP, surfactante con P/A), métodos térmicos (combustión In-Situ, flujo de vapor y agua caliente) y otros (microbios). "
700	1		_944181 _aGalindo Sánchez, José Miguel _edrt
082			_221 _aTh IP 564
650		0	_9158087 _aIngeniería de Petróleos _xPetróleo Extra Pesado
650		0	_9158088 _aPropiedades del Propietario _xMétodos térmicos
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