Pub Date : 2020-12-10DOI: 10.18273/revfue.v18n2-2020005
Jhoan Sebastian Vargas Delgado, Natalia Gallo Corzo, Fernando Enrique Calvete Gonzáles, José Alonso Caballero Márquez, Carlos Enrique Vecino Arenas
La gestión de proyectos en la industria del petróleo era un tema de poca importancia en el pasado, cuando los recursos se usaban de manera empírica e incontrolada, generando sobrecostos y altas probabilidades de fracasos en los proyectos; estas malas prácticas fueron quedando en el olvido gracias a las nuevas investigaciones tanto en el área técnica, como en la de planeación; en esta última se desarrollaron herramientas para la gestión de proyectos, en la que se destacan PRINCE2 Y PMBOK. Estas dos herramientas tienen el mismo fin, y sus diferencias radican en la manera de abordar la gestión de proyectos, y como estructuran las áreas del conocimiento; es decir, mientras que PRINCE2 Propone una metodología de gestión de proyectos que cobija, las temáticas, la calidad, el cambio, la estructura de los roles del proyecto, los planes, el riesgo y el progreso del proyecto, justificado por un Business Case. Esta metodología consta de 4 elementos: principios, temáticas, procesos y el entorno del proyecto (Montes de Oca Salcedo & Perez, 2014); PMBOK es un documento formal que describe normas, métodos, procesos y practicas establecidas alrededor de la dirección de proyectos, para la cual es necesario la aplicación e integración de 47 procesos, agrupados en los siguientes cinco grupos: iniciación, planificación, ejecución, seguimiento y cierre (Montes de Oca Salcedo & Perez, 2014). Debido a las crisis periódicas que enfrenta la industria petrolera, tiene como opción implementar estas herramientas, con el fin de optimizar recursos, tiempos y procesos, para satisfacer las necesidades del mercado de manera austera y coherente. Este proyecto de investigación buscó proveer a los ingenieros de producción para campos petroleros de una herramienta que les sirva como guía para realizar sus labores de gestión de proyectos, específicamente en el área de los sistemas de levantamiento artificial mediante la metodología europea de gestión de proyectos conocida como PRINCE2 en su versión 2017, con posibilidad de expansión a cualquier tipo de proyectos. Los resultados de la investigación no arrojaron valores concluyentes en cuanto a la eficiencia de la metodología con respecto a otras formas de realizar la gestión de proyectos, pero si reforzaron de forma general que existen diferentes maneras de realizar un proyecto, todas ellas válidas y lo más significativo que tienen en común es el uso de herramientas adecuadas para llevar un control de la gestión de proyectos y todos sus procesos.
在过去，石油行业的项目管理是一个小问题，当时资源的使用是经验的和不受控制的，导致成本超标和项目失败的高概率;由于技术和规划领域的新研究，这些不良做法已被遗忘;后者开发了项目管理工具，其中PRINCE2和PMBOK脱颖而出。这两种工具有相同的目的，它们的不同之处在于如何处理项目管理，以及它们如何构建知识领域;也就是说，PRINCE2提出了一种项目管理方法，该方法涵盖了主题、质量、变更、项目角色结构、计划、风险和项目进度，并由业务用例证明。该方法由4个要素组成:原则、主题、过程和项目环境(Montes de Oca Salcedo & Perez, 2014);PMBOK是一个正式的文件描述的方法、过程和实践标准左右项目地址,必须实施47一体化过程、按以下五个组别:启动、规划、执行、监测和关闭(Montes Oca Salcedo &佩雷斯,2014)。由于石油行业面临周期性危机，您可以选择实施这些工具，以优化资源、时间和流程，以严格和一致的方式满足市场需求。这个研究项目寻求为油田生产工程师的一个工具,它们能够作为指南来进行其工作领域的具体项目管理,通过人工系统起义欧洲项目管理方法被称为PRINCE2 2017年版本,能够推广到任何类型的项目。调查结果把价值不确定的关于有效的方法对其他形式进行项目管理,但如果加强一般有几种不同的方式执行一个项目,他们都有效和最显著的共同点是使用适当的工具,以项目管理和控制的所有过程。
{"title":"Guía para la planeación e implementación de un sistema de levantamiento artificial basado en los lineamientos PRINCE2 para un campo petrolero en Colombia","authors":"Jhoan Sebastian Vargas Delgado, Natalia Gallo Corzo, Fernando Enrique Calvete Gonzáles, José Alonso Caballero Márquez, Carlos Enrique Vecino Arenas","doi":"10.18273/revfue.v18n2-2020005","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v18n2-2020005","url":null,"abstract":"La gestión de proyectos en la industria del petróleo era un tema de poca importancia en el pasado, cuando los recursos se usaban de manera empírica e incontrolada, generando sobrecostos y altas probabilidades de fracasos en los proyectos; estas malas prácticas fueron quedando en el olvido gracias a las nuevas investigaciones tanto en el área técnica, como en la de planeación; en esta última se desarrollaron herramientas para la gestión de proyectos, en la que se destacan PRINCE2 Y PMBOK. Estas dos herramientas tienen el mismo fin, y sus diferencias radican en la manera de abordar la gestión de proyectos, y como estructuran las áreas del conocimiento; es decir, mientras que PRINCE2 Propone una metodología de gestión de proyectos que cobija, las temáticas, la calidad, el cambio, la estructura de los roles del proyecto, los planes, el riesgo y el progreso del proyecto, justificado por un Business Case. Esta metodología consta de 4 elementos: principios, temáticas, procesos y el entorno del proyecto (Montes de Oca Salcedo & Perez, 2014); PMBOK es un documento formal que describe normas, métodos, procesos y practicas establecidas alrededor de la dirección de proyectos, para la cual es necesario la aplicación e integración de 47 procesos, agrupados en los siguientes cinco grupos: iniciación, planificación, ejecución, seguimiento y cierre (Montes de Oca Salcedo & Perez, 2014). Debido a las crisis periódicas que enfrenta la industria petrolera, tiene como opción implementar estas herramientas, con el fin de optimizar recursos, tiempos y procesos, para satisfacer las necesidades del mercado de manera austera y coherente. Este proyecto de investigación buscó proveer a los ingenieros de producción para campos petroleros de una herramienta que les sirva como guía para realizar sus labores de gestión de proyectos, específicamente en el área de los sistemas de levantamiento artificial mediante la metodología europea de gestión de proyectos conocida como PRINCE2 en su versión 2017, con posibilidad de expansión a cualquier tipo de proyectos. Los resultados de la investigación no arrojaron valores concluyentes en cuanto a la eficiencia de la metodología con respecto a otras formas de realizar la gestión de proyectos, pero si reforzaron de forma general que existen diferentes maneras de realizar un proyecto, todas ellas válidas y lo más significativo que tienen en común es el uso de herramientas adecuadas para llevar un control de la gestión de proyectos y todos sus procesos.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-12-10","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"47501317","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2020-12-10DOI: 10.18273/revfue.v18n2-2020003
Blanca Johanna Báez-Serrano, Diana Alejandra Montealegre-Peña, Rubén-Hernán Castro-García, Mario Ardila-Moreno, Andrés Felipe Suárez-Barbosa
La inyección de polímeros es un método de recobro mejorado utilizado en el mundo como tecnología exitosa, sin embargo, uno de los principales problemas es la sensibilidad de las soluciones poliméricas a la degradación por esfuerzos de corte. En ese sentido, el monitoreo de la viscosidad en tiempo real permite la toma de decisiones rápida durante la operación, con el fin de asegurar un proceso eficiente y así el incremento en el factor de recobro. En este trabajo se analizaron diferentes viscosímetros in-line para el monitoreo en tiempo real de la viscosidad de soluciones poliméricas. Adicionalmente, se realizó un análisis económico de los viscosímetros técnicamente factibles y disponibles mediante un sondeo de mercado, los cuales se compararon con la metodología de monitoreo empleada actualmente en Ecopetrol S.A.
{"title":"Alternativas para el monitoreo en línea de soluciones poliméricas en procesos EOR","authors":"Blanca Johanna Báez-Serrano, Diana Alejandra Montealegre-Peña, Rubén-Hernán Castro-García, Mario Ardila-Moreno, Andrés Felipe Suárez-Barbosa","doi":"10.18273/revfue.v18n2-2020003","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v18n2-2020003","url":null,"abstract":"La inyección de polímeros es un método de recobro mejorado utilizado en el mundo como tecnología exitosa, sin embargo, uno de los principales problemas es la sensibilidad de las soluciones poliméricas a la degradación por esfuerzos de corte. En ese sentido, el monitoreo de la viscosidad en tiempo real permite la toma de decisiones rápida durante la operación, con el fin de asegurar un proceso eficiente y así el incremento en el factor de recobro. En este trabajo se analizaron diferentes viscosímetros in-line para el monitoreo en tiempo real de la viscosidad de soluciones poliméricas. Adicionalmente, se realizó un análisis económico de los viscosímetros técnicamente factibles y disponibles mediante un sondeo de mercado, los cuales se compararon con la metodología de monitoreo empleada actualmente en Ecopetrol S.A.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-12-10","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46268180","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2020-12-10DOI: 10.18273/revfue.v18n2-2020004
J. Portela, J. Higuera
El fracturamiento hidráulico de pozos es una técnica comprobada de mejora tanto de la productividad de hidrocarburos como de la inyectividad de agua y gas. El piedemonte llanero colombiano presenta una especial configuración de factores que dificultan tanto el proceso de inyección como el de producción, así como el proceso de fracturamiento hidráulico debido al alto tectonismo, la complejidad estructural, la baja permeabilidad y la profundidad de los yacimientos de interés. Los pozos ubicados en el Piedemonte Colombiano y que fueron operados por BP, Equion y actualmente por Ecopetrol han sido fracturados en su gran mayoría para obtener tasas de producción económicamente rentables. Durante la historia de fracturamiento debido a la complejidad estructural, profundidad, los altos gradientes de fractura y las altas presiones de yacimiento; el propante utilizado fue del tipo sintético de mineral de bauxita cuyas propiedades físicas y químicas se ajustaban a los requerimientos técnicos de los pozos. Aunque este material presenta buenas propiedades de resistencia al esfuerzo de cierre, en general fueron requeridas altas concentraciones que, sumadas a la alta densidad del material, implicaron el uso de fluidos de acarreo altamente viscosos necesitando mayores concentraciones de polímero en el fluido y por ende mayores niveles de daño inducido a la formación tanto por fluidos como por sólidos generados debido al efecto de trituramiento ó ´crushing´. Durante los últimos años se ha detectado que las formaciones de Pauto y Floreña son muy sensibles a fluidos externos y debido a las bajas permeabilidades. En función de esto, el presente proyecto fue planeado para la aplicación de una nueva mezcla de fluidos de baja concentración polimérica y nuevos propantes de mejores propiedades de conductividad y densidad, que fueron probados a nivel de laboratorio previo a las aplicaciones en campo. Esta campaña de fracturamiento fue la primera en su tipo usando fluidos con las más bajas concentraciones en la historia de los campos y un referente en Latinoamérica generando excelentes resultados en términos financieros y de producción.
{"title":"Uso de nuevo propante en fracturamiento hidráulico de pozos tight gas en el piedemonte colombiano","authors":"J. Portela, J. Higuera","doi":"10.18273/revfue.v18n2-2020004","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v18n2-2020004","url":null,"abstract":"El fracturamiento hidráulico de pozos es una técnica comprobada de mejora tanto de la productividad de hidrocarburos como de la inyectividad de agua y gas. El piedemonte llanero colombiano presenta una especial configuración de factores que dificultan tanto el proceso de inyección como el de producción, así como el proceso de fracturamiento hidráulico debido al alto tectonismo, la complejidad estructural, la baja permeabilidad y la profundidad de los yacimientos de interés. Los pozos ubicados en el Piedemonte Colombiano y que fueron operados por BP, Equion y actualmente por Ecopetrol han sido fracturados en su gran mayoría para obtener tasas de producción económicamente rentables. Durante la historia de fracturamiento debido a la complejidad estructural, profundidad, los altos gradientes de fractura y las altas presiones de yacimiento; el propante utilizado fue del tipo sintético de mineral de bauxita cuyas propiedades físicas y químicas se ajustaban a los requerimientos técnicos de los pozos. Aunque este material presenta buenas propiedades de resistencia al esfuerzo de cierre, en general fueron requeridas altas concentraciones que, sumadas a la alta densidad del material, implicaron el uso de fluidos de acarreo altamente viscosos necesitando mayores concentraciones de polímero en el fluido y por ende mayores niveles de daño inducido a la formación tanto por fluidos como por sólidos generados debido al efecto de trituramiento ó ´crushing´. Durante los últimos años se ha detectado que las formaciones de Pauto y Floreña son muy sensibles a fluidos externos y debido a las bajas permeabilidades. En función de esto, el presente proyecto fue planeado para la aplicación de una nueva mezcla de fluidos de baja concentración polimérica y nuevos propantes de mejores propiedades de conductividad y densidad, que fueron probados a nivel de laboratorio previo a las aplicaciones en campo. Esta campaña de fracturamiento fue la primera en su tipo usando fluidos con las más bajas concentraciones en la historia de los campos y un referente en Latinoamérica generando excelentes resultados en términos financieros y de producción.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-12-10","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"43986349","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2020-03-11DOI: 10.18273/revfue.v18n1-2020005
Dana Blanco-Camargo, Sebastián Henriquez-Orozco, Eddy Johanna Fajardo-Ortíz, Hector Romero-Valbuena
En este trabajo se presenta un análisis para el caso de Colombia sobre la relación entre crecimiento económico, consumo de energía y emisiones de dióxido carbono utilizando la metodología de vectores autoregresivos (VAR) y prueba de causalidad de Granger con el cual se pretendió encontrar evidencia de una relación directamente proporcional entre las variables para el periodo de 1971-2014. Se concluye, al igual que la literatura académica existente, que existe una relación positiva entre el consumo de energía y la producción y del consumo de energía hacia las emisiones de dióxido de carbono. Artículo derivado de una tesis de pregrado realizada en la Universidad Industrial de Santander titulada: “Relación del consumo de energía eléctrica, el crecimiento económico y las emisiones de dióxido de carbono en Colombia para el periodo 1971-2014”.
{"title":"Consumption of Energy, Economic Growth, and Carbon Dioxide Emissions in Colombia","authors":"Dana Blanco-Camargo, Sebastián Henriquez-Orozco, Eddy Johanna Fajardo-Ortíz, Hector Romero-Valbuena","doi":"10.18273/revfue.v18n1-2020005","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v18n1-2020005","url":null,"abstract":"En este trabajo se presenta un análisis para el caso de Colombia sobre la relación entre crecimiento económico, consumo de energía y emisiones de dióxido carbono utilizando la metodología de vectores autoregresivos (VAR) y prueba de causalidad de Granger con el cual se pretendió encontrar evidencia de una relación directamente proporcional entre las variables para el periodo de 1971-2014. Se concluye, al igual que la literatura académica existente, que existe una relación positiva entre el consumo de energía y la producción y del consumo de energía hacia las emisiones de dióxido de carbono. Artículo derivado de una tesis de pregrado realizada en la Universidad Industrial de Santander titulada: “Relación del consumo de energía eléctrica, el crecimiento económico y las emisiones de dióxido de carbono en Colombia para el periodo 1971-2014”.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-03-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"43430650","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2020-03-11DOI: 10.18273/revfue.v18n1-2020007
M. Alarcón, Christopher Villafuerte, Víctor Sabrera, Alexei Huerta
Los reservorios del Noroeste Peruano han producido por más de un siglo principalmente areniscas silicoclásticas, de baja permeabilidad, a través de yacimientos en compartimentos o sub-bloques generados por un alto fallamiento. El mecanismo característico de impulsión es depletación por gas en solución y los pozos comúnmente son producidos con un sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico o gas lift; el factor de recobro promedio alcanzado en estos yacimientos está entre 8% y 15%. En los últimos años se ha observado un gran avance en las técnicas de estimación de reservas a través de análisis de curvas de declinación (DCA) en yacimientos no convencionales de muy baja permeabilidad.Estas técnicas también pueden ser utilizadas en reservorios convencionales apretados, aquellos típicamente encontrados en la Cuenca Talara de Perú, en los cuales la aplicación de la técnica tradicional de DCA suele sobreestimar los pronósticos de producción y el cálculo de reservas. Alternativamente, se ha propuesto evaluar los modelos de Declinación Estrecha Extendida (SEDM), Ley de Potencia, Duong y Declinación Exponencial Extendida, en los reservorios de esta cuenca (Duong, A. N., 2010). Durante el proceso de evaluación, se utilizó la información de 30 pozos productores de diferentes reservorios apretados de la Cuenca Talara: Manta, Mesa, Mogollón y Pariñas Inferior. Se probaron los citados métodos de análisis de declinación con la historia de producción de los primeros 6, 12 y 24 meses; cabe señalar que, de acuerdo a la observación realizada y debido a la baja productividad de estos reservorios, se determinó que su flujo aún se encontraba en estado transitorio durante el periodo de análisis. Los pronósticos se compararon con datos reales de producción y los modelos de declinación se clasificaron por orden de prioridad de acuerdo a la certeza de su grado de ajuste. Se eligió la técnica más idónea para generar, a través de un enfoque probabilístico, utilizando la simulación Monte Carlo, un conjunto de curvas tipo para la cuenca Talara; de esta manera, se obtuvieron los percentiles P90, P50 y P10. Los rangos de permeabilidad en los reservorios de los casos evaluados varían entre 0.01 y 1 mD. Se ha observado que la aplicación del modelo DCA de ARPs en pozos con poca historia de producción de reservorios de baja permeabilidad, resulta impreciso en las predicciones de estimados de reservas. Por otro lado, los nuevos métodos de DCA son más conservadores en sus pronósticos y, por ende, más precisos en este caso debido a que permiten incorporar información en estado transitorio. La aplicación de este nuevo enfoque ayudará a obtener pronósticos confiables en la evaluación de futuras estrategias de desarrollo y a predecir con mayor certeza la producción de futuros trabajos de workover y nuevos pozos de desarrollo.
{"title":"Estudio probabilístico de métodos avanzados de análisis de curva de declinación para la estimación de reservas de petróleo durante el régimen de flujo transitorio","authors":"M. Alarcón, Christopher Villafuerte, Víctor Sabrera, Alexei Huerta","doi":"10.18273/revfue.v18n1-2020007","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v18n1-2020007","url":null,"abstract":"Los reservorios del Noroeste Peruano han producido por más de un siglo principalmente areniscas silicoclásticas, de baja permeabilidad, a través de yacimientos en compartimentos o sub-bloques generados por un alto fallamiento. El mecanismo característico de impulsión es depletación por gas en solución y los pozos comúnmente son producidos con un sistema de levantamiento artificial por bombeo mecánico o gas lift; el factor de recobro promedio alcanzado en estos yacimientos está entre 8% y 15%. \u0000\u0000En los últimos años se ha observado un gran avance en las técnicas de estimación de reservas a través de análisis de curvas de declinación (DCA) en yacimientos no convencionales de muy baja permeabilidad.Estas técnicas también pueden ser utilizadas en reservorios convencionales apretados, aquellos típicamente encontrados en la Cuenca Talara de Perú, en los cuales la aplicación de la técnica tradicional de DCA suele sobreestimar los pronósticos de producción y el cálculo de reservas. Alternativamente, se ha propuesto evaluar los modelos de Declinación Estrecha Extendida (SEDM), Ley de Potencia, Duong y Declinación Exponencial Extendida, en los reservorios de esta cuenca (Duong, A. N., 2010).\u0000\u0000Durante el proceso de evaluación, se utilizó la información de 30 pozos productores de diferentes reservorios apretados de la Cuenca Talara: Manta, Mesa, Mogollón y Pariñas Inferior. Se probaron los citados métodos de análisis de declinación con la historia de producción de los primeros 6, 12 y 24 meses; cabe señalar que, de acuerdo a la observación realizada y debido a la baja productividad de estos reservorios, se determinó que su flujo aún se encontraba en estado transitorio durante el periodo de análisis. Los pronósticos se compararon con datos reales de producción y los modelos de declinación se clasificaron por orden de prioridad de acuerdo a la certeza de su grado de ajuste. Se eligió la técnica más idónea para generar, a través de un enfoque probabilístico, utilizando la simulación Monte Carlo, un conjunto de curvas tipo para la cuenca Talara; de esta manera, se obtuvieron los percentiles P90, P50 y P10.\u0000\u0000Los rangos de permeabilidad en los reservorios de los casos evaluados varían entre 0.01 y 1 mD. Se ha observado que la aplicación del modelo DCA de ARPs en pozos con poca historia de producción de reservorios de baja permeabilidad, resulta impreciso en las predicciones de estimados de reservas. Por otro lado, los nuevos métodos de DCA son más conservadores en sus pronósticos y, por ende, más precisos en este caso debido a que permiten incorporar información en estado transitorio. La aplicación de este nuevo enfoque ayudará a obtener pronósticos confiables en la evaluación de futuras estrategias de desarrollo y a predecir con mayor certeza la producción de futuros trabajos de workover y nuevos pozos de desarrollo.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-03-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46316138","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2020-03-11DOI: 10.18273/revfue.v17n1-2020008
J. Lizcano, V. H. Ferreira, R. Moreno
Polymer Flooding has become one of the most implemented EOR techniques, due to three factors: First, Polymer flooding has expanded the range of the screening criteria parameters. Second, this EOR method is more effective than water injection, while handling water management issues in high water-cut reservoirs. Nevertheless, polymer retention can turn a viable technical project into an uneconomical one. Polymer loss due to retention is an inevitable phenomenon, which happens during injection processes. The development of experimental analysis aiming to minimize or reduce polymer loss from the displacing fluid bank is beneficial to broaden the application of this CEOR method. This experimental work evaluated the injection schemes aiming to reduce polymer retention in porous media. The approach consisted of injecting less-concentrated polymer banks followed for the main polymer bank designed for mobility control. An experimental methodology to quantify polymer retention due to each injected polymer bank, cumulative polymer retention, resistance factor, residual resistance factor and inaccessible pore volume (IPV) was developed. The measurement process was based on the injection of 20 PV polymer banks at a constant flow rate of 1ml/min at 25°C, separated by 30 PV brine banks. Two HPAM with molecular weights of 6-8 million and 20 million Daltons using 350mD and 5000 mD sandstone cores were tested, respectively. The HPAM solutions considering a Colombian field (0.7% NaCl) and seawater (3.5% TDS) salinities were prepared. All rock samples were previously submitted to the injection of 50 PV for preventing fines migration. Two injection schemes with variable polymer concentrations were performed: The first one in which the polymer concentration increased in each successive bank, and the second one in which the concentration decreased. HPAM concentration solutions from 50 ppm to 2000 ppm were sequentially used in both injection schemes. By comparing the results of these two schemes, the effect of the injection of the less-concentrated polymer solutions was evaluated. For the increasing concentration experiments, cumulative retention values of 175.7 μg/g and 58.9 μg/g were calculated for the low-molecular weight polymer and the high-molecular weight polymer, respectively. While comparing with decreasing concentration experiments, for the high-molecular weight HPAM a 19% of retention reduction was evidenced, but no retention reduction was observed for the low-molecular weight one. The results indicate that different retention mechanisms are strongly dependents on the absolute permeability of the samples. Additionally, IPV values of 0.5 PV and 0.25 PV were calculated using low and high permeability samples, respectively. There was no linear relation between the absolute permeability reduction and the polymer concentration of the first bank injected into the sample. The novelty of this work is to use sacrificial banks of less-concentrated HPAM solutions as a r
{"title":"Less-Concentrated HPAM Solutions as a Polymer Retention Reduction Method in CEOR","authors":"J. Lizcano, V. H. Ferreira, R. Moreno","doi":"10.18273/revfue.v17n1-2020008","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n1-2020008","url":null,"abstract":"Polymer Flooding has become one of the most implemented EOR techniques, due to three factors: First, Polymer flooding has expanded the range of the screening criteria parameters. Second, this EOR method is more effective than water injection, while handling water management issues in high water-cut reservoirs. Nevertheless, polymer retention can turn a viable technical project into an uneconomical one. Polymer loss due to retention is an inevitable phenomenon, which happens during injection processes. The development of experimental analysis aiming to minimize or reduce polymer loss from the displacing fluid bank is beneficial to broaden the application of this CEOR method. This experimental work evaluated the injection schemes aiming to reduce polymer retention in porous media. The approach consisted of injecting less-concentrated polymer banks followed for the main polymer bank designed for mobility control. An experimental methodology to quantify polymer retention due to each injected polymer bank, cumulative polymer retention, resistance factor, residual resistance factor and inaccessible pore volume (IPV) was developed. The measurement process was based on the injection of 20 PV polymer banks at a constant flow rate of 1ml/min at 25°C, separated by 30 PV brine banks. Two HPAM with molecular weights of 6-8 million and 20 million Daltons using 350mD and 5000 mD sandstone cores were tested, respectively. The HPAM solutions considering a Colombian field (0.7% NaCl) and seawater (3.5% TDS) salinities were prepared. All rock samples were previously submitted to the injection of 50 PV for preventing fines migration. Two injection schemes with variable polymer concentrations were performed: The first one in which the polymer concentration increased in each successive bank, and the second one in which the concentration decreased. HPAM concentration solutions from 50 ppm to 2000 ppm were sequentially used in both injection schemes. By comparing the results of these two schemes, the effect of the injection of the less-concentrated polymer solutions was evaluated. For the increasing concentration experiments, cumulative retention values of 175.7 μg/g and 58.9 μg/g were calculated for the low-molecular weight polymer and the high-molecular weight polymer, respectively. While comparing with decreasing concentration experiments, for the high-molecular weight HPAM a 19% of retention reduction was evidenced, but no retention reduction was observed for the low-molecular weight one. The results indicate that different retention mechanisms are strongly dependents on the absolute permeability of the samples. Additionally, IPV values of 0.5 PV and 0.25 PV were calculated using low and high permeability samples, respectively. There was no linear relation between the absolute permeability reduction and the polymer concentration of the first bank injected into the sample. The novelty of this work is to use sacrificial banks of less-concentrated HPAM solutions as a r","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-03-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"48023294","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2020-03-11DOI: 10.18273/revfue.v18n2-2020009
Erik Giovany Montes-Páez
{"title":"El año de la pandemia","authors":"Erik Giovany Montes-Páez","doi":"10.18273/revfue.v18n2-2020009","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v18n2-2020009","url":null,"abstract":"","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-03-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"43374772","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2020-02-11DOI: 10.18273/revfue.v18n1-2020004
Victoria Mousalli, J. Bullón, F. Franklin
In the Enhanced Oil Recovery (EOR) methods, particularly in surfactant flooding, many tests have been performed, many scientific papers have been written and many findings have been found; however, there are still a lot of questions without any answers. Some of them are the interactions between the different reservoir components and the chemical flooding that are used in the EOR process. Nowadays, the main problem in the petroleum industry is the economic feasibility. Some authors report that the surfactant lost by the adsorption in the porous media increases the amount of surfactant that is needed. Understanding and controlling the amount of surfactant adsorbed directly, affects the project economics. It is crucial to the economic success of an EOR project that adsorption is reduced in the project design; to do so it requires an understanding of surfactant adsorption mechanisms. One of the factors that affect the surfactant adsorption in porous media is the mineralogy of the reservoir by the Cation Exchange Capacity (CEC) due to clays minerals present in the mineral composition of the reservoir.
{"title":"Cation Exchange Capacity in Mirador and Misoa Formation and the Effect in Enhanced Oil Recovery","authors":"Victoria Mousalli, J. Bullón, F. Franklin","doi":"10.18273/revfue.v18n1-2020004","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v18n1-2020004","url":null,"abstract":"In the Enhanced Oil Recovery (EOR) methods, particularly in surfactant flooding, many tests have been performed, many scientific papers have been written and many findings have been found; however, there are still a lot of questions without any answers. Some of them are the interactions between the different reservoir components and the chemical flooding that are used in the EOR process. Nowadays, the main problem in the petroleum industry is the economic feasibility. Some authors report that the surfactant lost by the adsorption in the porous media increases the amount of surfactant that is needed. Understanding and controlling the amount of surfactant adsorbed directly, affects the project economics. It is crucial to the economic success of an EOR project that adsorption is reduced in the project design; to do so it requires an understanding of surfactant adsorption mechanisms. One of the factors that affect the surfactant adsorption in porous media is the mineralogy of the reservoir by the Cation Exchange Capacity (CEC) due to clays minerals present in the mineral composition of the reservoir.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2020-02-11","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46316556","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2019-09-15DOI: 10.18273/revfue.v17n2-2019008
Gerd Brantes Angelkorte
The concern with global warming impacts on the environment has made the world population search for new energy sources that are less aggressive to the environment. Therefore, biodiesel has become more relevant and has expanded its proportion in the blend with diesel. However, Brazil still uses about 20% of bovine tallow, which emits large amount of GHG, degrades the soil and entails great water consumption. The purpose of this study was to evaluate the possibilities and effects of the substitution of this nonrenewable source for others of vegetable origin, as well as the environmental effects of increasing the percentage of biodiesel, reaching levels of 20% and 30%. Hence, two types of biodiesel were produced and tested, with and without bovine tallow, and the results obtained and data from the diesel fleet were used to model the impacts and CO2eq emissions with the aid of the MoMo Lite model in Brazil. It was possible to determine the great benefit of adopting higher levels of biodiesel in diesel (especially when there was a substitution of bovine tallow for plant sources), besides the importance of adopting broader analysis of the whole production cycle of the raw material. Since only CO2eq emission data were observed at the burning, the results varied only 10%, but when the results were analyzed through the well-to-tank, this variation rose to 52%.
{"title":"Efeitos da Expansão do Biodiesel e da Troca de Fontes Triglicerídeas no Cenário Energético Brasileiro","authors":"Gerd Brantes Angelkorte","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019008","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019008","url":null,"abstract":"The concern with global warming impacts on the environment has made the world population search for new energy sources that are less aggressive to the environment. Therefore, biodiesel has become more relevant and has expanded its proportion in the blend with diesel. However, Brazil still uses about 20% of bovine tallow, which emits large amount of GHG, degrades the soil and entails great water consumption. The purpose of this study was to evaluate the possibilities and effects of the substitution of this nonrenewable source for others of vegetable origin, as well as the environmental effects of increasing the percentage of biodiesel, reaching levels of 20% and 30%. Hence, two types of biodiesel were produced and tested, with and without bovine tallow, and the results obtained and data from the diesel fleet were used to model the impacts and CO2eq emissions with the aid of the MoMo Lite model in Brazil. It was possible to determine the great benefit of adopting higher levels of biodiesel in diesel (especially when there was a substitution of bovine tallow for plant sources), besides the importance of adopting broader analysis of the whole production cycle of the raw material. Since only CO2eq emission data were observed at the burning, the results varied only 10%, but when the results were analyzed through the well-to-tank, this variation rose to 52%.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2019-09-15","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"42110703","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
Pub Date : 2019-09-15DOI: 10.18273/revfue.v17n2-2019010
Manuel Guillermo Jaimes, J. A. Rojas, M. Rodríguez, R. Romero, R. Dorado
Las reservas de crudo liviano son cada vez más escasas a diferencia de los descubrimientos de crudo pesado, razón por lo cual se ha enfocado la atención en este tipo de hidrocarburos. Colombia tiene un gran potencial de crudo pesado, sobre todo en las zonas de la Cuenca de los Llanos Orientales (campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria), cuyo desarrollo en los últimos años ha logrado que el 60% de la producción nacional este asociada a este tipo de recurso. La producción de crudo pesado no es fácil, una de las principales dificultades es la alta viscosidad del hidrocarburo, lo cual origina una baja movilidad del mismo y una temprana producción de agua en yacimientos con acuíferos activos. Una de las técnicas más utilizadas para incrementar la productividad en los yacimientos de crudos pesados es la estimulación matricial de pozos, a partir de la cual se pueden modificar las curvas de permeabilidad relativa (alteración de la humectabilidad) y así mejorar la movilidad de estos crudos. Sin embargo, es crucial la comprensión de la mojabilidad de la formación para optimizar la recuperación de petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento.Por lo anterior, el presente estudio se centró en desarrollar e implementar un protocolo a nivel de laboratorio, para evaluar tratamientos de estimulación matricial base agua, que tuvieran la capacidad de invertir la mojabilidad natural (generalmente al crudo, debido a la alta afinidad entre el crudo y minerales de roca del yacimiento), hacia una mojabilidad al agua, que conduce a un mejoramiento de la permeabilidad relativa al crudo
{"title":"Protocolo experimental para la evaluación de microemulsiones que modifican la mojabilidad en el medio poroso. Aplicación a campos colombianos","authors":"Manuel Guillermo Jaimes, J. A. Rojas, M. Rodríguez, R. Romero, R. Dorado","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019010","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019010","url":null,"abstract":"Las reservas de crudo liviano son cada vez más escasas a diferencia de los descubrimientos de crudo pesado, razón por lo cual se ha enfocado la atención en este tipo de hidrocarburos. Colombia tiene un gran potencial de crudo pesado, sobre todo en las zonas de la Cuenca de los Llanos Orientales (campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria), cuyo desarrollo en los últimos años ha logrado que el 60% de la producción nacional este asociada a este tipo de recurso. La producción de crudo pesado no es fácil, una de las principales dificultades es la alta viscosidad del hidrocarburo, lo cual origina una baja movilidad del mismo y una temprana producción de agua en yacimientos con acuíferos activos. Una de las técnicas más utilizadas para incrementar la productividad en los yacimientos de crudos pesados es la estimulación matricial de pozos, a partir de la cual se pueden modificar las curvas de permeabilidad relativa (alteración de la humectabilidad) y así mejorar la movilidad de estos crudos. Sin embargo, es crucial la comprensión de la mojabilidad de la formación para optimizar la recuperación de petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento.Por lo anterior, el presente estudio se centró en desarrollar e implementar un protocolo a nivel de laboratorio, para evaluar tratamientos de estimulación matricial base agua, que tuvieran la capacidad de invertir la mojabilidad natural (generalmente al crudo, debido a la alta afinidad entre el crudo y minerales de roca del yacimiento), hacia una mojabilidad al agua, que conduce a un mejoramiento de la permeabilidad relativa al crudo","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2019-09-15","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"49205154","PeriodicalName":null,"FirstCategoryId":null,"ListUrlMain":null,"RegionNum":0,"RegionCategory":"","ArticlePicture":[],"TitleCN":null,"AbstractTextCN":null,"PMCID":"","EPubDate":null,"PubModel":null,"JCR":null,"JCRName":null,"Score":null,"Total":0}
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