Pub Date : 2019-09-15DOI: 10.18273/revfue.v17n2-2019001
Erik Giovany Montes Páez
{"title":"Una industria cambiante","authors":"Erik Giovany Montes Páez","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019001","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019001","url":null,"abstract":"","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":"48535060","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.v17n2-2019007
Bruna F. Alves, Vera L.C. da Lapa, C. M. F. Silva, E. Lucas
Drilling operation of oil wells involves high costs and risks. With recent discoveries of deeper reservoirs and difficult to access, there was an increase in the number of horizontal wells drilled and far-reaching, and, thereat, new challenges with operational problems. Fluids, or muds, drilling are essential to the well drilling process, confirming the need to study and find physical, rheological, and filtration properties, appropriate to the complexities in each section and the drilling stage. Optimized formulation is the one that comprises a safe operation, mitigation of operational problems, environmental protection, low cost, and high productivity. Thus, this paper offers the study of the rheological properties, and determination of filtrate volume, of the aqueous base fluid formulations, developed with polymeric additives. A high performance formulation, presenting technical-economical feasibility for drilling operations, was achieved using 0.43% m/v of viscosifier (xanthan gun), 0.57% m/v of filtrate controller (hydroxypropyl starch) and 4.57% m/v of clay swelling inhibitor (KCl)
{"title":"Influence of the concentrations of xanthan gum, hydroxypropyl starch and potassium chloride on the flow properties of drilling fluid formulations","authors":"Bruna F. Alves, Vera L.C. da Lapa, C. M. F. Silva, E. Lucas","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019007","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019007","url":null,"abstract":"Drilling operation of oil wells involves high costs and risks. With recent discoveries of deeper reservoirs and difficult to access, there was an increase in the number of horizontal wells drilled and far-reaching, and, thereat, new challenges with operational problems. Fluids, or muds, drilling are essential to the well drilling process, confirming the need to study and find physical, rheological, and filtration properties, appropriate to the complexities in each section and the drilling stage. Optimized formulation is the one that comprises a safe operation, mitigation of operational problems, environmental protection, low cost, and high productivity. Thus, this paper offers the study of the rheological properties, and determination of filtrate volume, of the aqueous base fluid formulations, developed with polymeric additives. A high performance formulation, presenting technical-economical feasibility for drilling operations, was achieved using 0.43% m/v of viscosifier (xanthan gun), 0.57% m/v of filtrate controller (hydroxypropyl starch) and 4.57% m/v of clay swelling inhibitor (KCl)","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2019-09-15","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"41364096","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.v17n2-2019005
L. Hernández, D. Maldonado, Edgar Danilo Ochoa Rodríguez
En el presente artículo se realiza una revisión detallada sobre las características y generalidades de la producción elevada de agua en las operaciones de la industria petrolera, relacionando volúmenes de producción con los problemas técnicos que pueden estar generando dichos excesos de fluido, métodos de identificación y diagnóstico de un alto corte de agua, metodologías utilizadas por la industria tanto mecánicas y químicas para mitigar los volúmenes excesivos del recurso hídrico; para finalmente abordar el tema de la disposición final y uso de las aguas de producción de la industria del petróleo, teniendo en cuenta cifras y porcentajes.
{"title":"Revisión general de la producción elevada de agua en la industria del petróleo","authors":"L. Hernández, D. Maldonado, Edgar Danilo Ochoa Rodríguez","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019005","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019005","url":null,"abstract":"En el presente artículo se realiza una revisión detallada sobre las características y generalidades de la producción elevada de agua en las operaciones de la industria petrolera, relacionando volúmenes de producción con los problemas técnicos que pueden estar generando dichos excesos de fluido, métodos de identificación y diagnóstico de un alto corte de agua, metodologías utilizadas por la industria tanto mecánicas y químicas para mitigar los volúmenes excesivos del recurso hídrico; para finalmente abordar el tema de la disposición final y uso de las aguas de producción de la industria del petróleo, teniendo en cuenta cifras y porcentajes.","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":"47244170","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.v17n2-2019002
Manuel Jaimes Plata, Martin Augusto Escobar Hernández, Rodrigo Gonzalo Torres Sáez
Microbial contamination is well known in the oil and gas industry and it occurs in most processes where water processing systems are involved. Microorganisms are spread everywhere, even in the subsurface, where operations of oil exploration and production are developed. For this reason, different genera of microorganisms can affect the Oil & Gas Industry. One of the major problems in oil mature fields undergoing secondary recovery is the contamination with sulfate reducing bacteria (SRB), caused generally by the injection water system (fresh and/or production) and/or of the reservoir (natural or by drilling fluids, completion, stimulation, etc.). This problem causes formation damage and microbiological induced corrosion (MIC) in the injection-production system. In many producing wells, formation damage by microbiological contamination is initially masked by a decline in reservoir pressure; however, initial production of H2S does provide a possible microbial contamination of water production, water injection and eventually petroleum reservoir. In some producing wells, H2S concentrations have exceeded the lethal limits of 250 ppm and there are cases of producing wells with levels above 1000 ppm. In this work, both a conceptual study and an experimental protocol were developed for the evaluation of formation damage by microbial contamination in water flooding processes. It is focused on finding the best stimulation treatment with biocides to H2S and corrosion control in Producer Wells of Oil Fields Undergoing Secondary Recovery as part of the comprehensive strategy to implement in the injection-reservoir-production system of the Chichimene field in Colombia. This study included the following stages:1. State of the art to define main bactericides, matrix stimulation treatments to H2S and corrosion control, removal of biomass (biofilm) and iron sulfide, etc. in producers wells. 2. Conceptual study of the formation damage by growth of sulfate-reducing bacteria.3. Experimental protocol for the evaluation of formation damage due to microbial contamination in water flood processes.4. Experimental evaluation of formation damage due to microbial contamination in cores of the Chichimene field, in Colombia. Finally, the main findings, conclusions and recommendations obtained in this study are shown.Keywords: microbial contamination, microorganisms, secondary recovery, stimulation, formation damage, sulfate-reducing bacteria, water production, waterflooding.
{"title":"Experimental Design for Evaluation of Formation Damage by Microbial Contamination in Water Flooding Processes. A Colombian Study Case","authors":"Manuel Jaimes Plata, Martin Augusto Escobar Hernández, Rodrigo Gonzalo Torres Sáez","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019002","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019002","url":null,"abstract":"Microbial contamination is well known in the oil and gas industry and it occurs in most processes where water processing systems are involved. Microorganisms are spread everywhere, even in the subsurface, where operations of oil exploration and production are developed. For this reason, different genera of microorganisms can affect the Oil & Gas Industry. One of the major problems in oil mature fields undergoing secondary recovery is the contamination with sulfate reducing bacteria (SRB), caused generally by the injection water system (fresh and/or production) and/or of the reservoir (natural or by drilling fluids, completion, stimulation, etc.). This problem causes formation damage and microbiological induced corrosion (MIC) in the injection-production system. In many producing wells, formation damage by microbiological contamination is initially masked by a decline in reservoir pressure; however, initial production of H2S does provide a possible microbial contamination of water production, water injection and eventually petroleum reservoir. In some producing wells, H2S concentrations have exceeded the lethal limits of 250 ppm and there are cases of producing wells with levels above 1000 ppm. In this work, both a conceptual study and an experimental protocol were developed for the evaluation of formation damage by microbial contamination in water flooding processes. It is focused on finding the best stimulation treatment with biocides to H2S and corrosion control in Producer Wells of Oil Fields Undergoing Secondary Recovery as part of the comprehensive strategy to implement in the injection-reservoir-production system of the Chichimene field in Colombia. This study included the following stages:1. State of the art to define main bactericides, matrix stimulation treatments to H2S and corrosion control, removal of biomass (biofilm) and iron sulfide, etc. in producers wells. 2. Conceptual study of the formation damage by growth of sulfate-reducing bacteria.3. Experimental protocol for the evaluation of formation damage due to microbial contamination in water flood processes.4. Experimental evaluation of formation damage due to microbial contamination in cores of the Chichimene field, in Colombia. Finally, the main findings, conclusions and recommendations obtained in this study are shown.Keywords: microbial contamination, microorganisms, secondary recovery, stimulation, formation damage, sulfate-reducing bacteria, water production, waterflooding.","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":"47299447","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.v17n2-2019009
Amat David Zuluaga Guerra, Rebeca Isabel Monterroza Villalba
Las operaciones de fracturamiento hidráulico en rocas generadoras han sido muy controversiales en los últimos años alrededor del mundo, y desde hace dos años en Colombia sin que a la fecha se haya realizado operación alguna. Esto ha permitido la formación de asociaciones ambientalistas, que en muchos casos llevan información errónea o generalizada de este tipo de operaciones para deslegitimarla sobre la base de un sofisma agua o hidrocarburos, generando miedo a las comunidades quienes de alguna manera ya se sienten inconformes con la industria. Parte de este inconformismo, tiene que ver con el poco desarrollo económico generado en sus regiones, debido a la corrupción o a la mala inversión de los recursos que recibían de regalías. La modificación de la ley de regalías aumentó el inconformismo en las regiones productoras, logrando organizar a comunidades, gremios, sindicatos, políticos y hasta parte de la institucionalidad, quienes encontraron en la protesta contra el fracturamiento hidráulico un escenario ideal para difundir su consigna “agua sí, petróleo no”. En adición a lo anterior, la desinformación general y la vulnerabilidad social por falta de conocimiento sobre la técnica ha logrado movilizar comunidades enteras para no permitir operaciones en su territorio, frenando en muchos casos el normal desarrollo de estas. La aceptación de los proyectos de yacimientos no convencionales en Colombia, dependen mucho más de la aceptación que este tenga en las comunidades de sus áreas de influencia que del cumplimiento de los requisitos legales existentes, por lo que cuando las comunidades aprueben el desarrollo de algún proyecto en su área de influencia, esta misma no permitiría la politización en sus territorios ni la llegada de grupos radicales que quieran detener los proyectos que la misma comunidad requiere
{"title":"Licencia social como mecanismo de desarrollo de yacimientos de hidrocarburos no convencionales en el departamento del Cesar-Colombia","authors":"Amat David Zuluaga Guerra, Rebeca Isabel Monterroza Villalba","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019009","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019009","url":null,"abstract":"Las operaciones de fracturamiento hidráulico en rocas generadoras han sido muy controversiales en los últimos años alrededor del mundo, y desde hace dos años en Colombia sin que a la fecha se haya realizado operación alguna. Esto ha permitido la formación de asociaciones ambientalistas, que en muchos casos llevan información errónea o generalizada de este tipo de operaciones para deslegitimarla sobre la base de un sofisma agua o hidrocarburos, generando miedo a las comunidades quienes de alguna manera ya se sienten inconformes con la industria. Parte de este inconformismo, tiene que ver con el poco desarrollo económico generado en sus regiones, debido a la corrupción o a la mala inversión de los recursos que recibían de regalías. La modificación de la ley de regalías aumentó el inconformismo en las regiones productoras, logrando organizar a comunidades, gremios, sindicatos, políticos y hasta parte de la institucionalidad, quienes encontraron en la protesta contra el fracturamiento hidráulico un escenario ideal para difundir su consigna “agua sí, petróleo no”. En adición a lo anterior, la desinformación general y la vulnerabilidad social por falta de conocimiento sobre la técnica ha logrado movilizar comunidades enteras para no permitir operaciones en su territorio, frenando en muchos casos el normal desarrollo de estas. La aceptación de los proyectos de yacimientos no convencionales en Colombia, dependen mucho más de la aceptación que este tenga en las comunidades de sus áreas de influencia que del cumplimiento de los requisitos legales existentes, por lo que cuando las comunidades aprueben el desarrollo de algún proyecto en su área de influencia, esta misma no permitiría la politización en sus territorios ni la llegada de grupos radicales que quieran detener los proyectos que la misma comunidad requiere","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":"44858677","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.v17n2-2019006
Romel Erazo Bone, Kenny Fernando Escobar Segovia, F. España, T. Hernández
espanolActualmente, la inyeccion de agua en campos maduros (Campo Parahuacu-Ecuador) generalmente es utilizada para mantener presiones e incrementar el barrido de los bancos de petroleo mediante proyectos de recuperacion secundaria. Debido a la diferencia de movilidades de los fluidos durante el desplazamiento se forman interdigitaciones viscosas debido al comportamiento anisotropico de las permeabilidades en la formacion productora. Este proyecto de investigacion se plantea el uso de los dispositivos de control de influjo (ICD), tipo orificio, en las completaciones implementada en un pozo inyector de agua para disminuir el efecto de los dedos viscosos, mejorando la eficiencia de barrido en los yacimientos de petroleo. Para el desarrollo de las simulaciones utilizando ICD se planteo un modelo de inyeccion directa entre un pozo productor y uno inyector, utilizando el software Rubi, y para modelar el comportamiento de la tasa de inyeccion utilizando ICD se utilizo el software NETool. Mediante el uso de los ICD, todos los estratos de diferentes permeabilidades fueron inyectados con la misma tasa para poder alcanzar un mejor perfil del frente de avance del agua y disminuir la interdigitacion viscosa, aumentando el factor de recobro, el cual incremento en un 10%, durante la aplicacion del pozo inyector PRH-03B al sistema del pozo PRH-13 de acuerdo a los datos simulados. EnglishCurrently, the water injection into mature fields (Campo Parahuacu-Ecuador) is generally used to maintain pressures and increase the sweep of oil banks through secondary recovery projects. Due to the difference of mobilities of the fluids during the displacement, viscous interdigitations are formed due to the anisotropic behavior of the permeabilities in the production formation. In the present investigation the use of inflow control devices (ICD), orifice type, in the completions implemented in a water injector well to decrease the effect of the viscous fingers, improving the sweep efficiency in the reservoirs of Petroleum. For the development of the simulations using ICD, a direct injection model was proposed between a producer well and an injector, using the Rubi software, and to model the behavior of the injection rate using ICD, the NETool software was used. Through the use of the ICDs, all strata of different permeabilities were injected with the same rate to be able to reach a better profile of the water advance front and decrease the viscous interdigitation, increasing the recovery factor, which increased by 10% , during the application of the PRH-03B injector well to the PRH-13 well system according to the simulated data.
目前，在成熟油田(帕拉瓦库-厄瓜多尔油田)注水通常用于维持压力，并通过二次采油项目增加对油库的清扫。由于流体在位移过程中流动性的不同，由于生产地层中渗透率的各向异性行为，粘性指间形成。本研究项目考虑在注水井的完井作业中使用井眼式进气控制装置(dci)，以减少粘指的影响，提高油藏的扫油效率。为了利用dci进行模拟，我们使用Rubi软件建立了生产井与注入井之间的直接注入模型，并使用NETool软件对dci注入速率的行为进行建模。通过使用不同的指数,各阶层permeabilidades被注入率相同,以便更好地实现一个概要文件的前面的水并减少演化interdigitacion粘胶,恢复系数增加,增加10%,在《井喷油器PRH-03B井系统PRH-13根据模拟数据。目前，向成熟油田(厄瓜多尔帕拉瓦库油田)注水一般用于维持压力，并通过二次采油项目增加对油库的清扫。由于to the difference of mobilities of the fluids during the流离失所,viscous interdigitations are形成由于to the anisotropic behavior of the permeabilities in the production地层。在目前的调查中，在注水井安装的完井中使用井口式进水控制装置(ICD)，以减少粘指的影响，提高油罐的扫油效率。为了开发ICD模拟，使用Rubi软件在生产井和注入器之间提出了直接注入模型，并使用NETool软件模拟ICD的注入速率行为。Through the use of the计划,所有不同permeabilities strata injected with the same rate需作to reach a better profile of the water预付款front and decrease viscous interdigitation, which leads the recovery因素都增加了10%,during the application of the PRH-03B喷射器well to the PRH-13 well system to the simulated数据。
{"title":"Completaciones inteligentes en pozos inyectores de agua utilizando ICD para reducir el efecto de interdigitación viscosa","authors":"Romel Erazo Bone, Kenny Fernando Escobar Segovia, F. España, T. Hernández","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019006","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019006","url":null,"abstract":"espanolActualmente, la inyeccion de agua en campos maduros (Campo Parahuacu-Ecuador) generalmente es utilizada para mantener presiones e incrementar el barrido de los bancos de petroleo mediante proyectos de recuperacion secundaria. Debido a la diferencia de movilidades de los fluidos durante el desplazamiento se forman interdigitaciones viscosas debido al comportamiento anisotropico de las permeabilidades en la formacion productora. Este proyecto de investigacion se plantea el uso de los dispositivos de control de influjo (ICD), tipo orificio, en las completaciones implementada en un pozo inyector de agua para disminuir el efecto de los dedos viscosos, mejorando la eficiencia de barrido en los yacimientos de petroleo. Para el desarrollo de las simulaciones utilizando ICD se planteo un modelo de inyeccion directa entre un pozo productor y uno inyector, utilizando el software Rubi, y para modelar el comportamiento de la tasa de inyeccion utilizando ICD se utilizo el software NETool. Mediante el uso de los ICD, todos los estratos de diferentes permeabilidades fueron inyectados con la misma tasa para poder alcanzar un mejor perfil del frente de avance del agua y disminuir la interdigitacion viscosa, aumentando el factor de recobro, el cual incremento en un 10%, durante la aplicacion del pozo inyector PRH-03B al sistema del pozo PRH-13 de acuerdo a los datos simulados. EnglishCurrently, the water injection into mature fields (Campo Parahuacu-Ecuador) is generally used to maintain pressures and increase the sweep of oil banks through secondary recovery projects. Due to the difference of mobilities of the fluids during the displacement, viscous interdigitations are formed due to the anisotropic behavior of the permeabilities in the production formation. In the present investigation the use of inflow control devices (ICD), orifice type, in the completions implemented in a water injector well to decrease the effect of the viscous fingers, improving the sweep efficiency in the reservoirs of Petroleum. For the development of the simulations using ICD, a direct injection model was proposed between a producer well and an injector, using the Rubi software, and to model the behavior of the injection rate using ICD, the NETool software was used. Through the use of the ICDs, all strata of different permeabilities were injected with the same rate to be able to reach a better profile of the water advance front and decrease the viscous interdigitation, increasing the recovery factor, which increased by 10% , during the application of the PRH-03B injector well to the PRH-13 well system according to the simulated data.","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":"48381045","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.v17n2-2019003
Carlos Eduardo Estupiñán López, Luis Felipe Carrillo Moreno, A. Doria
Durante el proceso de extracción del petróleo, se pueden precipitar compuestos minerales o cristales en los poros de las vecindades del pozo y/o en las tuberías por efecto de los cambios termodinámicos del yacimiento o de las alteraciones en el agua de formación con el tiempo. Dichos compuestos se conocen como escamas inorgánicas.Este problema le cuesta a la industria petrolera billones de dólares al año. Por lo tanto, en los campos donde se presenta este problema, uno de los métodos utilizados para enfrentarlo es el uso de agentes inhibidores que eviten o mitiguen la depositación de la escama. Cuando se lleva a cabo un tratamiento de inhibición, se espera que el inhibidor inyectado en el yacimiento pueda prevenir la formación de las escamas durante cierto tiempo de permanencia en la superficie de los poros, pero tales tratamientos deben ser repetidos periódicamente, lo cual incrementa los costos de producción en estos campos.El propósito de este trabajo es ajustar la descripción matemática del fenómeno de adsorción/desorción para mejorar tanto los diseños como los tiempos computacionales. Se concluye mencionando que factores como el pH del agua de formación, la compatibilidad de los fluidos inyectados con los del yacimiento y la concentración mínima de inhibidor, en conjunto con las propiedades del yacimiento (Permeabilidad – Temperatura) son fundamentales en dicho ajuste ya que influyen en el tiempo en el que el inhibidor permanecerá en el yacimiento evitando la aparición de la escama.
{"title":"Ajuste de un modelo matemático de adsorción/desorción de un inhibidor de escamas inorgánicas","authors":"Carlos Eduardo Estupiñán López, Luis Felipe Carrillo Moreno, A. Doria","doi":"10.18273/revfue.v17n2-2019003","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019003","url":null,"abstract":"Durante el proceso de extracción del petróleo, se pueden precipitar compuestos minerales o cristales en los poros de las vecindades del pozo y/o en las tuberías por efecto de los cambios termodinámicos del yacimiento o de las alteraciones en el agua de formación con el tiempo. Dichos compuestos se conocen como escamas inorgánicas.Este problema le cuesta a la industria petrolera billones de dólares al año. Por lo tanto, en los campos donde se presenta este problema, uno de los métodos utilizados para enfrentarlo es el uso de agentes inhibidores que eviten o mitiguen la depositación de la escama. Cuando se lleva a cabo un tratamiento de inhibición, se espera que el inhibidor inyectado en el yacimiento pueda prevenir la formación de las escamas durante cierto tiempo de permanencia en la superficie de los poros, pero tales tratamientos deben ser repetidos periódicamente, lo cual incrementa los costos de producción en estos campos.El propósito de este trabajo es ajustar la descripción matemática del fenómeno de adsorción/desorción para mejorar tanto los diseños como los tiempos computacionales. Se concluye mencionando que factores como el pH del agua de formación, la compatibilidad de los fluidos inyectados con los del yacimiento y la concentración mínima de inhibidor, en conjunto con las propiedades del yacimiento (Permeabilidad – Temperatura) son fundamentales en dicho ajuste ya que influyen en el tiempo en el que el inhibidor permanecerá en el yacimiento evitando la aparición de la escama.","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":"44936805","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.V17N2-2019004
Martha Patricia Medina Casas, A. Ramírez, Maria Patricia Amorin Figueroa, Freddy Humberto Escobar Macualo, C. Martín
La tecnología Solar EOR actualmente desempeña un papel importante en la combinación de tecnologías EOR para procesos de recobro térmico con inyección continua de vapor; dado que, en lugar de quemar gas natural para producir vapor, Solar EORinvolucra el uso de la tecnología de concentración de energía solar (CSP) para producir vapor. El mecanismo de operación consiste en instalar espejos parabólicos protegidos por un invernadero, que reflejan y concentran la luz solar en los receptores que recogen energía solar y luego la convierten en calor. El calor se usa para producir vapor del agua; Solar EOR puede generar la misma calidad y temperatura de vapor como gas natural. En Colombia existen zonas de interés en donde se encuentran campos petrolíferos que cumplen los criterios de las propiedades petrofísicas de fluidos y del yacimiento, así como la irradiación normal directa (DNI) necesaria para la instalación de esta tecnología, por lo tanto, el uso de Solar EOR podría reducir la demanda que se requiere de gas natural para EOR, que puede redirigirse a otras actividades económicas tales como generación de energía, desalinización de agua y como materia prima y energía para procesos industriales. El presente trabajo busca seleccionar los campos candidatos para la aplicación de esta tecnología
{"title":"Selección de campos para la implementación de solar EOR como proceso térmico de recobro mejorado en Colombia","authors":"Martha Patricia Medina Casas, A. Ramírez, Maria Patricia Amorin Figueroa, Freddy Humberto Escobar Macualo, C. Martín","doi":"10.18273/REVFUE.V17N2-2019004","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V17N2-2019004","url":null,"abstract":"La tecnología Solar EOR actualmente desempeña un papel importante en la combinación de tecnologías EOR para procesos de recobro térmico con inyección continua de vapor; dado que, en lugar de quemar gas natural para producir vapor, Solar EORinvolucra el uso de la tecnología de concentración de energía solar (CSP) para producir vapor. El mecanismo de operación consiste en instalar espejos parabólicos protegidos por un invernadero, que reflejan y concentran la luz solar en los receptores que recogen energía solar y luego la convierten en calor. El calor se usa para producir vapor del agua; Solar EOR puede generar la misma calidad y temperatura de vapor como gas natural. En Colombia existen zonas de interés en donde se encuentran campos petrolíferos que cumplen los criterios de las propiedades petrofísicas de fluidos y del yacimiento, así como la irradiación normal directa (DNI) necesaria para la instalación de esta tecnología, por lo tanto, el uso de Solar EOR podría reducir la demanda que se requiere de gas natural para EOR, que puede redirigirse a otras actividades económicas tales como generación de energía, desalinización de agua y como materia prima y energía para procesos industriales. El presente trabajo busca seleccionar los campos candidatos para la aplicación de esta tecnología","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":"42429864","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}
En la presente investigación se evaluó experimentalmente la eficiencia de un colector solar de tubos evacuados (CSTE) sin y con tubo de calor en días soleados, parcialmente nublados y nublados. En total se realizaron 46 experimentaciones durante 23 días: marzo a junio del 2017, con dos CSTE sin y con tubo de calor de 100 y 120 L, respectivamente. La radiación solar en la superficie horizontal y temperatura del agua en la salida del tanque de almacenamiento se registraron durante 5 horas (9:30 am a 2:30 pm) en intervalos de 30 y 10 s, respectivamente. Para las representaciones y estimaciones de la eficiencia se utilizó el lenguaje de programación Matlab.Los resultados muestran una ligera superioridad de eficiencia del CSTE con tubo de calor (60,35%, 61,21% y 66,08%) comparado al sin tubo de calor (57,17%, 57,29% y 59,56%), medidos en días soleados, parcialmente nublados y nublados, respectivamente. Y se observa que en el CSTE con tubo de calor es mayor el incremento de la eficiencia en días nublados por las menores pérdidas de calor debido a un menor incremento de la temperatura, generando un mayor aprovechamiento de la energía solar incidente. El análisis de varianza indicó que la condición de la radiación solar y tubo de calor del CSTE no influyen significativamente en la eficiencia energética de este colector solar.De acuerdo a la condición de radiación solar (días soleados, parcialmente nublados y nublados), el CSTE con tubo de calor presentó una mayor eficiencia de 3,20 %, 3,92 % y 6,52%, respecto al CSTE sin tubo de calor.
{"title":"Evaluación experimental de la eficiencia de un colector solar de tubos evacuados sin y con tubo de calor","authors":"Wilder Efraín Eufracio Arias, Nathaly Ibeth Abregú Rodriguez, Dayana Rodríguez Espinoza.","doi":"10.18273/revfue.v17n1-2019001","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n1-2019001","url":null,"abstract":"En la presente investigación se evaluó experimentalmente la eficiencia de un colector solar de tubos evacuados (CSTE) sin y con tubo de calor en días soleados, parcialmente nublados y nublados. En total se realizaron 46 experimentaciones durante 23 días: marzo a junio del 2017, con dos CSTE sin y con tubo de calor de 100 y 120 L, respectivamente. La radiación solar en la superficie horizontal y temperatura del agua en la salida del tanque de almacenamiento se registraron durante 5 horas (9:30 am a 2:30 pm) en intervalos de 30 y 10 s, respectivamente. Para las representaciones y estimaciones de la eficiencia se utilizó el lenguaje de programación Matlab.Los resultados muestran una ligera superioridad de eficiencia del CSTE con tubo de calor (60,35%, 61,21% y 66,08%) comparado al sin tubo de calor (57,17%, 57,29% y 59,56%), medidos en días soleados, parcialmente nublados y nublados, respectivamente. Y se observa que en el CSTE con tubo de calor es mayor el incremento de la eficiencia en días nublados por las menores pérdidas de calor debido a un menor incremento de la temperatura, generando un mayor aprovechamiento de la energía solar incidente. El análisis de varianza indicó que la condición de la radiación solar y tubo de calor del CSTE no influyen significativamente en la eficiencia energética de este colector solar.De acuerdo a la condición de radiación solar (días soleados, parcialmente nublados y nublados), el CSTE con tubo de calor presentó una mayor eficiencia de 3,20 %, 3,92 % y 6,52%, respecto al CSTE sin tubo de calor.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2019-07-19","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"47295524","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 : 2019-07-19DOI: 10.18273/REVFUE.V17N1-2019002
Juan Carlos Santivañez Huarcaya, Walter Erick Cano Tocas, Daniela Ordoñez Ruiz, Andrea del Pilar Bohórquez Araque
El uso de almidones en la formulación de fluidos de perforación se viene dando desde 1930, principalmente como controladores de filtrado y extensores de viscosidad. Los almidones de maíz y de papa son los que más vienen usándose, sin embargo, se sigue en la búsqueda de aditivos naturales que puedan reemplazar a los comerciales. El almidón de papa es un polímero natural, cuya relación amilosa/amilopectina y el contenido de fósforo en forma de éster de fosfato, lo hace superior frente a productos como el maíz, la yuca y el plátano. La posibilidad del uso de almidón de papa, producido en Perú, como aditivo para lodos de perforación, se contempla debido a que el país es considerado uno de los 10 mayores productores de este tubérculo a nivel mundial. Sin embargo, hay una ausente industrialización del mismo lo que representa una oportunidad de desarrollo de la papa y el almidón de papa en el país.Este trabajo evaluó el efecto del almidón de papa y NaOH en el filtrado API de un fluido de perforación base agua con un diseño factorial mixto. De acuerdo a los resultados en esta investigación se encontró que el almidón de papa muestra mejor propiedad de control de filtrado puesto que con solo 0.5 lb/bbl se obtuvo una disminución de pérdida de filtrado respecto a un lodo Bentonitico base agua con PAC-L. Así mismo, se comprobó que se puede reemplazar el PAC L por almidón de papa para utilizarlo como controlador de filtrado en un lodo base agua, además de mejorar la viscosidad y las propiedades reológicas del lodo, contribuyendo así con la sostenibilidad del medio ambiente y generando un impacto positivo en la industria en la reducción de costos operacionales y oportunidad de desarrollo industrial de la papa y sus derivados en el Perú.
{"title":"Evaluación del uso de almidón de papa como aditivo para lodos de perforación","authors":"Juan Carlos Santivañez Huarcaya, Walter Erick Cano Tocas, Daniela Ordoñez Ruiz, Andrea del Pilar Bohórquez Araque","doi":"10.18273/REVFUE.V17N1-2019002","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V17N1-2019002","url":null,"abstract":"El uso de almidones en la formulación de fluidos de perforación se viene dando desde 1930, principalmente como controladores de filtrado y extensores de viscosidad. Los almidones de maíz y de papa son los que más vienen usándose, sin embargo, se sigue en la búsqueda de aditivos naturales que puedan reemplazar a los comerciales. El almidón de papa es un polímero natural, cuya relación amilosa/amilopectina y el contenido de fósforo en forma de éster de fosfato, lo hace superior frente a productos como el maíz, la yuca y el plátano. La posibilidad del uso de almidón de papa, producido en Perú, como aditivo para lodos de perforación, se contempla debido a que el país es considerado uno de los 10 mayores productores de este tubérculo a nivel mundial. Sin embargo, hay una ausente industrialización del mismo lo que representa una oportunidad de desarrollo de la papa y el almidón de papa en el país.Este trabajo evaluó el efecto del almidón de papa y NaOH en el filtrado API de un fluido de perforación base agua con un diseño factorial mixto. De acuerdo a los resultados en esta investigación se encontró que el almidón de papa muestra mejor propiedad de control de filtrado puesto que con solo 0.5 lb/bbl se obtuvo una disminución de pérdida de filtrado respecto a un lodo Bentonitico base agua con PAC-L. Así mismo, se comprobó que se puede reemplazar el PAC L por almidón de papa para utilizarlo como controlador de filtrado en un lodo base agua, además de mejorar la viscosidad y las propiedades reológicas del lodo, contribuyendo así con la sostenibilidad del medio ambiente y generando un impacto positivo en la industria en la reducción de costos operacionales y oportunidad de desarrollo industrial de la papa y sus derivados en el Perú.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2019-07-19","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"44937388","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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