Pub Date : 2019-07-19DOI: 10.18273/REVFUE.V17N1-2019006
Gustavo Adolfo Beltrán Ladino, Juan Sebastián Hernández
En los campos petrolíferos de Colombia ocurre que, debido al arenamiento, se presenta corrosión, erosión y taponamiento de equipos y tuberías de superficie y de subsuelo, incrementando así la frecuencia de trabajos de intervención a los pozos productores de hidrocarburos. Dado lo anterior, surgió la necesidad de mejorar el módulo de control de arena, compuesto por dos herramientas del Manual General de Completamiento de Pozos ya existente (MGCP) para recomendar cuatro nuevas tecnologías de control de arena para su uso en yacimientos que presenten areniscas altamente no uniformes y rangos de tamaño de grano fino. Las mejoras introducidas a dicho módulo permitieron que dentro de la primera herramienta (matriz teórica para los campos de estudio) se recomendaran estas cuatro nuevas tecnologías para su uso en 22 de los 24 campos estudiados por autores previos, pertenecientes a cinco cuencas de Colombia. Así mismo, la segunda herramienta también fue actualizada mediante la introducción de las cuatro nuevas tecnologías mecánicas, además de incluirse un segundo parámetro de selección (tamaño de grano promedio) para recomendar el uso de tecnologías mecánicas nuevas o convencionales de control de arena con base en el último parámetro ya mencionado y en el ya existente coeficiente de uniformidad.
{"title":"Mejoramiento de un programa informático para la selección de nuevas tecnologías de control de arena de tipo mecánico en campos operados por Ecopetrol S.A.","authors":"Gustavo Adolfo Beltrán Ladino, Juan Sebastián Hernández","doi":"10.18273/REVFUE.V17N1-2019006","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V17N1-2019006","url":null,"abstract":"En los campos petrolíferos de Colombia ocurre que, debido al arenamiento, se presenta corrosión, erosión y taponamiento de equipos y tuberías de superficie y de subsuelo, incrementando así la frecuencia de trabajos de intervención a los pozos productores de hidrocarburos. Dado lo anterior, surgió la necesidad de mejorar el módulo de control de arena, compuesto por dos herramientas del Manual General de Completamiento de Pozos ya existente (MGCP) para recomendar cuatro nuevas tecnologías de control de arena para su uso en yacimientos que presenten areniscas altamente no uniformes y rangos de tamaño de grano fino. Las mejoras introducidas a dicho módulo permitieron que dentro de la primera herramienta (matriz teórica para los campos de estudio) se recomendaran estas cuatro nuevas tecnologías para su uso en 22 de los 24 campos estudiados por autores previos, pertenecientes a cinco cuencas de Colombia. Así mismo, la segunda herramienta también fue actualizada mediante la introducción de las cuatro nuevas tecnologías mecánicas, además de incluirse un segundo parámetro de selección (tamaño de grano promedio) para recomendar el uso de tecnologías mecánicas nuevas o convencionales de control de arena con base en el último parámetro ya mencionado y en el ya existente coeficiente de uniformidad.","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":"48701421","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.V17N1-2019004
J. Urdaneta
El propósito de esta investigación es documentar la zonificación molecular de los crudos entrampados en la Formación Basal La Rosa (BLR) / Arenas B, localizados en el Bloque I, del Occidente de la República Bolivariana de Venezuela específicamente en la Cuenca del Lago de Maracaibo, en las áreas VLA0016 y VLA0033 de la Unidad de Producción Lagomar. Para el desarrollo del mismo se llevó a cabo la recolección de las muestras de crudo en campo siguiendo la metodología estándar, luego a nivel de laboratorio se determinaron las relaciones atómicas entre compuestos para establecer la transformación físico-química de la materia orgánica desde su depositación hasta su estado actual. Una vez obtenidos el dato de campo se llevó a cabo la inyección de la misma en el equipo de Cromatografía de Gases acoplado a un Espectrómetro de Masa, donde ocurre la separación de los compuestos para su posterior análisis detallado. Los resultados de ésta investigación permiten establecer los niveles de madurez térmica, origen de materia orgánica, huella digital del crudo, ambiente de depositación, alteraciones del crudo a través de relaciones estadísticas entre compuestos, con el fin de caracterizar geoquímicamente el crudo del área de interés.
{"title":"Zonificación molecular de yacimientos de edad eoceno y mioceno al norte de la cuenca del lago de Maracaibo","authors":"J. Urdaneta","doi":"10.18273/REVFUE.V17N1-2019004","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V17N1-2019004","url":null,"abstract":"El propósito de esta investigación es documentar la zonificación molecular de los crudos entrampados en la Formación Basal La Rosa (BLR) / Arenas B, localizados en el Bloque I, del Occidente de la República Bolivariana de Venezuela específicamente en la Cuenca del Lago de Maracaibo, en las áreas VLA0016 y VLA0033 de la Unidad de Producción Lagomar. Para el desarrollo del mismo se llevó a cabo la recolección de las muestras de crudo en campo siguiendo la metodología estándar, luego a nivel de laboratorio se determinaron las relaciones atómicas entre compuestos para establecer la transformación físico-química de la materia orgánica desde su depositación hasta su estado actual. Una vez obtenidos el dato de campo se llevó a cabo la inyección de la misma en el equipo de Cromatografía de Gases acoplado a un Espectrómetro de Masa, donde ocurre la separación de los compuestos para su posterior análisis detallado. Los resultados de ésta investigación permiten establecer los niveles de madurez térmica, origen de materia orgánica, huella digital del crudo, ambiente de depositación, alteraciones del crudo a través de relaciones estadísticas entre compuestos, con el fin de caracterizar geoquímicamente el crudo del área de interés.","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":"44926165","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.V17N1-2019003
Piter Andrés Vega Vanegas, Teddy Yulian Zuñiga Ruiz, Freddy Humberto Escobar Macualo, C. Martín
En las últimas décadas la recuperación terciaria, especialmente en la que intervienen productos químicos, ha sido materia de investigación por la academia y la industria, su capacidad para reducir la saturación de petróleo residual (Sor) e incrementar el factor de recobro de un yacimiento, le hacen ser un método altamente atractivo y objeto de inversión. La identificación de campos análogos es un paso importante en la planificación de un proyecto CEOR por sus siglas en inglés (Chemical Enhanced Oil Recovery), especialmente cuando existe a nivel mundial poca información de campos costa afuera que hayan implementado este tipo de métodos. Este artículo propone y evalúa una metodología con la finalidad de establecer si un campo costa afuera ubicado en la cuenca de Santos, Brasil; es un buen candidato o no para ser sometido a inyección de polímeros. La metodología propuesta se define de cuatro pasos: procesamiento de datos recopilados de la búsqueda de información a nivel mundial, selección de campos análogos con base en el screening propuesto por Paris de Ferrer (2001), uso de un modelo estadístico y clasificación de similitud. En primera instancia se realiza un análisis y procesamiento de la base de datos disponible de los campos costa afuera que han implementado la técnica, seguidamente se identifican las principales propiedades de roca y fluido que describen cada campo. Posteriormente, las propiedades del campo objetivo y los encontrados en la base de datos son comparados por medio de un modelo estadístico y finalmente se procede a la clasificación, a través de una ponderación según su analogía respecto al campo objeto de estudio.
{"title":"Metodología para la formulación de proyectos de recuperación química mediante analogías","authors":"Piter Andrés Vega Vanegas, Teddy Yulian Zuñiga Ruiz, Freddy Humberto Escobar Macualo, C. Martín","doi":"10.18273/REVFUE.V17N1-2019003","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V17N1-2019003","url":null,"abstract":"En las últimas décadas la recuperación terciaria, especialmente en la que intervienen productos químicos, ha sido materia de investigación por la academia y la industria, su capacidad para reducir la saturación de petróleo residual (Sor) e incrementar el factor de recobro de un yacimiento, le hacen ser un método altamente atractivo y objeto de inversión. La identificación de campos análogos es un paso importante en la planificación de un proyecto CEOR por sus siglas en inglés (Chemical Enhanced Oil Recovery), especialmente cuando existe a nivel mundial poca información de campos costa afuera que hayan implementado este tipo de métodos. Este artículo propone y evalúa una metodología con la finalidad de establecer si un campo costa afuera ubicado en la cuenca de Santos, Brasil; es un buen candidato o no para ser sometido a inyección de polímeros. La metodología propuesta se define de cuatro pasos: procesamiento de datos recopilados de la búsqueda de información a nivel mundial, selección de campos análogos con base en el screening propuesto por Paris de Ferrer (2001), uso de un modelo estadístico y clasificación de similitud. En primera instancia se realiza un análisis y procesamiento de la base de datos disponible de los campos costa afuera que han implementado la técnica, seguidamente se identifican las principales propiedades de roca y fluido que describen cada campo. Posteriormente, las propiedades del campo objetivo y los encontrados en la base de datos son comparados por medio de un modelo estadístico y finalmente se procede a la clasificación, a través de una ponderación según su analogía respecto al campo objeto de estudio.","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":"43171799","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 : 2019-06-30DOI: 10.18273/revfue.v17n1-2019007
Ignacio José Mederos Viloria
El propósito es generar modelos de isopropiedades petrofísicas a partir de métodos estadísticos que contribuyan en la caracterización estática de yacimientos, el concepto de fractal el cual se define como un objeto cuya estructura se repite a diferentes escalas, fue el método aplicado. Considerando que el campo Carabobo presenta bajo ángulo, se decidió la utilización de fractales en esta investigación introduciendo como registros de entrada los de rayos gamma, densidad, resistividad y el de porosidad efectiva, a los cuales se le aplicó método para la elaboración y el análisis de modelos de isopropiedades petrofísicas, ya que cumplen con la condición de que los registros se comportan como series en tiempo, con aleatoriedad y pueden ser normalizados. A partir del análisis por la técnica de rango escalado “R/S” (re-escalamiento) se obtiene el exponente o coeficiente Hurst (H) que indica el grado de rigurosidad y persistencia de los datos con la distancia, estableciendo de esta manera el alcance de los mismos al realizar la interpolación fractal de los pozos, generando así pseudopozos. De la integración de los pozos originales y los pseudopozos generados se estimó la distribución espacial de las propiedades petrofísicas. Corroborando que es una herramienta útil, reduce la incertidumbre en la determinación y extensión de prospectos en procesos exploratorios y mejora la visualización de las propiedades petrofísicas tanto horizontal como verticalmente
{"title":"Caracterización petrofísica de la formación oficina en un sector del bloque carabobo mediante métodos fractales","authors":"Ignacio José Mederos Viloria","doi":"10.18273/revfue.v17n1-2019007","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v17n1-2019007","url":null,"abstract":"El propósito es generar modelos de isopropiedades petrofísicas a partir de métodos estadísticos que contribuyan en la caracterización estática de yacimientos, el concepto de fractal el cual se define como un objeto cuya estructura se repite a diferentes escalas, fue el método aplicado. Considerando que el campo Carabobo presenta bajo ángulo, se decidió la utilización de fractales en esta investigación introduciendo como registros de entrada los de rayos gamma, densidad, resistividad y el de porosidad efectiva, a los cuales se le aplicó método para la elaboración y el análisis de modelos de isopropiedades petrofísicas, ya que cumplen con la condición de que los registros se comportan como series en tiempo, con aleatoriedad y pueden ser normalizados. A partir del análisis por la técnica de rango escalado “R/S” (re-escalamiento) se obtiene el exponente o coeficiente Hurst (H) que indica el grado de rigurosidad y persistencia de los datos con la distancia, estableciendo de esta manera el alcance de los mismos al realizar la interpolación fractal de los pozos, generando así pseudopozos. De la integración de los pozos originales y los pseudopozos generados se estimó la distribución espacial de las propiedades petrofísicas. Corroborando que es una herramienta útil, reduce la incertidumbre en la determinación y extensión de prospectos en procesos exploratorios y mejora la visualización de las propiedades petrofísicas tanto horizontal como verticalmente","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2019-06-30","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"48668515","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 : 2019-06-30DOI: 10.18273/REVFUE.V17N1-2019008
Diego Ayala, A. Bastidas, M. Loaiza, Silvia Ayala
Se evaluará la tasa de perforación y la trayectoria de los pozos en estudio a partir de la información litológica, los esfuerzos regionales y la estabilidad en la cara del pozo para adaptar las trayectorias a la litología regional de forma tal que se aproveche de las características de la misma para mejorar la perforabilidad e incrementar la tasa de penetración.Este artículo expone lo desafiante que resulta alinear todas las variables geológicas y disponerlas de manera que permitan optimizar la perforación por cuanto existe un interés puntual dentro del reservorio desarrollado y planteado por los ingenieros de yacimientos, el mismo que en ocasiones impide aprovechar la orientación de los esfuerzos principales en la cara del pozo, así como los esfuerzos regionales de la zona perforada. Al establecer una relación entre la litología, las características geomecánicas, los problemas al perforar y la tasa de penetración de los pozos analizados se determinó aquellos parámetros que permitieron en cada sección del pozo incrementar la tasa de perforación como respuesta a una mejor adaptación de la geología regional.El trabajo incluye sugerencias de las posibles direcciones que podría tomar un pozo basados en los diagramas polares de estabilidad lo que conjuntamente con una trayectoria perpendicular a los esfuerzos regionales propiciaría un incremento en la tasa de penetración.
{"title":"Análisis litológico para incremento de la tasa de perforación en la cuenca oriente Ecuador","authors":"Diego Ayala, A. Bastidas, M. Loaiza, Silvia Ayala","doi":"10.18273/REVFUE.V17N1-2019008","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V17N1-2019008","url":null,"abstract":"Se evaluará la tasa de perforación y la trayectoria de los pozos en estudio a partir de la información litológica, los esfuerzos regionales y la estabilidad en la cara del pozo para adaptar las trayectorias a la litología regional de forma tal que se aproveche de las características de la misma para mejorar la perforabilidad e incrementar la tasa de penetración.Este artículo expone lo desafiante que resulta alinear todas las variables geológicas y disponerlas de manera que permitan optimizar la perforación por cuanto existe un interés puntual dentro del reservorio desarrollado y planteado por los ingenieros de yacimientos, el mismo que en ocasiones impide aprovechar la orientación de los esfuerzos principales en la cara del pozo, así como los esfuerzos regionales de la zona perforada. Al establecer una relación entre la litología, las características geomecánicas, los problemas al perforar y la tasa de penetración de los pozos analizados se determinó aquellos parámetros que permitieron en cada sección del pozo incrementar la tasa de perforación como respuesta a una mejor adaptación de la geología regional.El trabajo incluye sugerencias de las posibles direcciones que podría tomar un pozo basados en los diagramas polares de estabilidad lo que conjuntamente con una trayectoria perpendicular a los esfuerzos regionales propiciaría un incremento en la tasa de penetración.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2019-06-30","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46941933","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 : 2018-11-20DOI: 10.18273/REVFUE.V16N2-2018006
Guangyuan Sun, B. Crouse, D. Freed, R. Xu, Juan Bautista, Raoyang Zhang, H. Otomo, Yong Li, Hudong Chen, Hongli Fan, M. Dressler
Polymer flooding is an enhanced oil recovery (EOR) technique that aims to enhance the stability of the flood front in order to increase sweep efficiency and thereby increase hydrocarbon recovery. Polymer flooding studies often focus on large-scale sweep efficiency and neglect the impact of the pore-scale displacement efficiency of the multi-phase flow. This work explores the pore-scale behavior of water vs polymer flooding, and examines the impact of rock surface wettability on the microscopic displacement efficiency using digital rock physics. In this study, a micro-CT image of a sandstone rock sample was numerically simulated for both water and polymer flooding under oil-wet and water-wet conditions. All simulations were performed at a capillary number of 1E-5, corresponding to a capillary dominated flow regime. Results of the four two-phase flow imbibition simulations are analyzed with respect to displacement character, water phase break-through, viscous/capillary fingering, and trapped oil. In the water-wet scenario, differences between water flood and polymer flood are small, with the flood front giving a piston-like displacement and breakthrough occurring at about 0.4 pore volume (PV) for both types of injected fluid. On the other hand, for the oil-wet scenario, water flood and polymer flood show significant differences. In the water flood, fingering occurs and much of the oil is bypassed early on, whereas the polymer flood displaces more oil and thereby provides better microscopic sweep efficiency throughout the flood and especially around breakthrough. Overall the results for this rock sample indicate that water flood and polymer flood provide similar recovery for a water-wet condition, while the reduced mobility ratio of polymer flood gives significantly improved recovery for an oil-wet condition by avoiding the onset of microscopic (pore-scale) fingering that occurs in the water flood. This study suggests that depending on the rock-fluid conditions, the use of polymer can impact microscopic sweep efficiency, in addition to the well-known effect on macroscopic sweep behavior
{"title":"Polymer flooding – Does Microscopic Displacement Efficiency Matter?","authors":"Guangyuan Sun, B. Crouse, D. Freed, R. Xu, Juan Bautista, Raoyang Zhang, H. Otomo, Yong Li, Hudong Chen, Hongli Fan, M. Dressler","doi":"10.18273/REVFUE.V16N2-2018006","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V16N2-2018006","url":null,"abstract":"Polymer flooding is an enhanced oil recovery (EOR) technique that aims to enhance the stability of the flood front in order to increase sweep efficiency and thereby increase hydrocarbon recovery. Polymer flooding studies often focus on large-scale sweep efficiency and neglect the impact of the pore-scale displacement efficiency of the multi-phase flow. This work explores the pore-scale behavior of water vs polymer flooding, and examines the impact of rock surface wettability on the microscopic displacement efficiency using digital rock physics. In this study, a micro-CT image of a sandstone rock sample was numerically simulated for both water and polymer flooding under oil-wet and water-wet conditions. All simulations were performed at a capillary number of 1E-5, corresponding to a capillary dominated flow regime. Results of the four two-phase flow imbibition simulations are analyzed with respect to displacement character, water phase break-through, viscous/capillary fingering, and trapped oil. In the water-wet scenario, differences between water flood and polymer flood are small, with the flood front giving a piston-like displacement and breakthrough occurring at about 0.4 pore volume (PV) for both types of injected fluid. On the other hand, for the oil-wet scenario, water flood and polymer flood show significant differences. In the water flood, fingering occurs and much of the oil is bypassed early on, whereas the polymer flood displaces more oil and thereby provides better microscopic sweep efficiency throughout the flood and especially around breakthrough. Overall the results for this rock sample indicate that water flood and polymer flood provide similar recovery for a water-wet condition, while the reduced mobility ratio of polymer flood gives significantly improved recovery for an oil-wet condition by avoiding the onset of microscopic (pore-scale) fingering that occurs in the water flood. This study suggests that depending on the rock-fluid conditions, the use of polymer can impact microscopic sweep efficiency, in addition to the well-known effect on macroscopic sweep behavior","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-11-20","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"45593797","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 : 2018-11-20DOI: 10.18273/revfue.v16n2-2018004
Y. Araujo, M. Araujo
A significant amount of oil resides in deep reservoirs characterized by relatively high temperature and high salinity. In such reservoirs, most available chemicals fluids for EOR have limited applicability. Even though recent effort has been dedicated to the development of high temperature polymers, there is no clear understanding of what would work best in those harsh environments. In addition, the oil and gas community is also evaluating potential applications of chemical EOR to offshore assets where similar conditions are often found. Field applications in harsh reservoirs have shown limited success in the use of polymers for improved oil recovery. Detail analysis reveals that screening of the fluids was done under ‘model’ laboratory conditions, using non-reservoir core samples and non-representative fluids. These facts have motivated research and development work towards understanding the type of polymers that may be suitable for use in high temperature and high salinity reservoirs and to determine the type of tests to use to assess their performance in a field application for use as lab screening criteria. In this paper, we provide a critical review of the available polymers for application in high temperature and high salinity reservoirs and summarize best practices for their laboratory screening though a recommended workflow.
{"title":"Polymers for application in high temperature and high salinity reservoirs – critical review of properties and aspects to consider for laboratory screening","authors":"Y. Araujo, M. Araujo","doi":"10.18273/revfue.v16n2-2018004","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n2-2018004","url":null,"abstract":"A significant amount of oil resides in deep reservoirs characterized by relatively high temperature and high salinity. In such reservoirs, most available chemicals fluids for EOR have limited applicability. Even though recent effort has been dedicated to the development of high temperature polymers, there is no clear understanding of what would work best in those harsh environments. In addition, the oil and gas community is also evaluating potential applications of chemical EOR to offshore assets where similar conditions are often found. Field applications in harsh reservoirs have shown limited success in the use of polymers for improved oil recovery. Detail analysis reveals that screening of the fluids was done under ‘model’ laboratory conditions, using non-reservoir core samples and non-representative fluids. These facts have motivated research and development work towards understanding the type of polymers that may be suitable for use in high temperature and high salinity reservoirs and to determine the type of tests to use to assess their performance in a field application for use as lab screening criteria. In this paper, we provide a critical review of the available polymers for application in high temperature and high salinity reservoirs and summarize best practices for their laboratory screening though a recommended workflow.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-11-20","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46671501","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}
Debido al incremento en el consumo de combustibles y los retos que representa la reposición de reservas, la implementación de procesos de recobro mejorado juega un papel fundamental en el balance energético mundial, ya sea mediante el incremento del factor de recobro o la incorporación de reservas. Mejorar el desempeño de los procesos de recobro mejorado es una necesidad de la industria petrolera actual y por ello las investigaciones relacionadas con esta área de conocimiento crecen constantemente. Por esta razón, en el desarrollo de este trabajo se ha diseñado una metodología que permite priorizar tecnologías emergentes de recobro mejorado que permitan identificar aquellas con un mayor potencial de implementación en campo a mediano plazo ajustada a las necesidades de los yacimientos colombianos. La metodología desarrollada se puede aplicar a priorización de tecnologías en general, sin embargo, el enfoque inicial se centró en identificar tecnologías emergentes de recobro químico que incluyen: inyección de polímeros modificados y con diferentes funcionalidades, nanotecnología para recobro mejorado, nuevos surfactantes, inyección de agua modificada y disociaciones fuertes de sustancias químicas. Teniendo en cuenta lo novedoso de las tecnologías y lo embrionario de su simulación física y numérica, se definieron parámetros que permitirían su valoración en términos de viabilidad de aplicación: grado de madurez del proceso utilizando el concepto de Technology Readiness Levels(TRL), eficiencia de recobro esperada, reservas disponibles empleando el concepto de analogías de Security Energy Commission(SEC), costos asociados, comercialidad, alineación estratégica con las necesidades de la industria petrolera colombiana y por último, el potencial impacto ambiental. Finalmente, a partir de la definición de los parámetros de screening técnico para cada tecnología y la evaluación de los parámetros valorativos de la metodología, se realizó un proceso comparativo de la potencialidad de las tecnologías con las necesidades de los campos colombianos, obteniendo un ranking preliminar de tecnologías aplicables y donde la inyección de polímeros modificados y la inyección de agua modificada resultaron ser las tecnologías de mayor potencial de acuerdo a los criterios desarrollados en el presente trabajo. La priorización de estas tecnologías permite concentrar esfuerzos en la selección de aquellas con mayor potencial con el objetivo de materializar planes de producción en el mediano plazo, así como apalancar la incorporación de reservas
{"title":"Metodología para la priorización de tecnologías emergentes de recobro mejorado químico","authors":"Claudia Lorena Delgadillo Aya, Venus Minerva Díaz Guardia, Gustavo Adolfo Maya Toro, Rubén Hernán Castro García, Henderson Ivan Quintero Pérez","doi":"10.18273/revfue.v16n2-2018003","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n2-2018003","url":null,"abstract":"Debido al incremento en el consumo de combustibles y los retos que representa la reposición de reservas, la implementación de procesos de recobro mejorado juega un papel fundamental en el balance energético mundial, ya sea mediante el incremento del factor de recobro o la incorporación de reservas. Mejorar el desempeño de los procesos de recobro mejorado es una necesidad de la industria petrolera actual y por ello las investigaciones relacionadas con esta área de conocimiento crecen constantemente. Por esta razón, en el desarrollo de este trabajo se ha diseñado una metodología que permite priorizar tecnologías emergentes de recobro mejorado que permitan identificar aquellas con un mayor potencial de implementación en campo a mediano plazo ajustada a las necesidades de los yacimientos colombianos. La metodología desarrollada se puede aplicar a priorización de tecnologías en general, sin embargo, el enfoque inicial se centró en identificar tecnologías emergentes de recobro químico que incluyen: inyección de polímeros modificados y con diferentes funcionalidades, nanotecnología para recobro mejorado, nuevos surfactantes, inyección de agua modificada y disociaciones fuertes de sustancias químicas. Teniendo en cuenta lo novedoso de las tecnologías y lo embrionario de su simulación física y numérica, se definieron parámetros que permitirían su valoración en términos de viabilidad de aplicación: grado de madurez del proceso utilizando el concepto de Technology Readiness Levels(TRL), eficiencia de recobro esperada, reservas disponibles empleando el concepto de analogías de Security Energy Commission(SEC), costos asociados, comercialidad, alineación estratégica con las necesidades de la industria petrolera colombiana y por último, el potencial impacto ambiental. Finalmente, a partir de la definición de los parámetros de screening técnico para cada tecnología y la evaluación de los parámetros valorativos de la metodología, se realizó un proceso comparativo de la potencialidad de las tecnologías con las necesidades de los campos colombianos, obteniendo un ranking preliminar de tecnologías aplicables y donde la inyección de polímeros modificados y la inyección de agua modificada resultaron ser las tecnologías de mayor potencial de acuerdo a los criterios desarrollados en el presente trabajo. La priorización de estas tecnologías permite concentrar esfuerzos en la selección de aquellas con mayor potencial con el objetivo de materializar planes de producción en el mediano plazo, así como apalancar la incorporación de reservas","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-11-20","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46230364","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 : 2018-11-20DOI: 10.18273/revfue.v16n2-2018008
M. Trujillo, C. Delgadillo, Y. Claro, R. Rojas, J. Sandoval
Antes de comenzar cualquier proceso de recuperación mejorada de petróleo (EOR), es deseable caracterizar el patrón de flujo dentro del volumen del yacimiento afectado. Esto se vuelve de importancia crítica para la combustión in situ en yacimientos de petróleo pesado, donde la relación de movilidad es altamente desfavorable, a menudo dando como resultado una canalización o un avance temprano del frente de inyección o combustión. Una prueba de conectividad entre pozos a través de inyecciones de gas inmiscible contribuye a mejorar la caracterización de la distribución de flujo de gas, además de: 1) Estimar eficiencias de barrido, 2) evidenciar características geológicas que pueden conducir a un flujo preferencial hacia un pozo o grupo particular de ellos, o falta de conexión entre ellos, 3) creación de una ruta de gas entre el inyector y los pozos productores para permitir una progresión segura del frente de combustión, y 4) evaluación del rendimiento de los sistemas de levantamiento artificial y sistemas de control de pozos en condiciones de alta relación gas-líquido. Se diseñó, implementó y evaluó una prueba de conectividad usando nitrógeno en el campo Chichimene, antes del inicio del piloto de combustión in situ. Este proceso se resume y describe en este documento. Esta será la primera prueba de combustión in situ en un yacimiento de petróleo extra-pesado profundo (≈ 8000 pies) a nivel mundial y servirá como una fuente de datos para evaluar el desarrollo de recursos en condiciones similares en la cuenca de los llanos orientales de Colombia. Este conjunto de yacimientos tiene una fracción significativa de los recursos de hidrocarburos en el país y están bajo la operación de Ecopetrol. La importancia de este piloto hace que esta prueba de conectividad tenga una relevancia aún mayor para reducir las incertidumbres de subsuelo y operativas, identificar riesgos y aumentar la probabilidad de éxito del proceso de combustión como una opción para producir estos recursos de manera económicamente rentable
{"title":"Reduciendo la incertidumbre en la ejecución de un piloto de combustión in situ en un campo de crudo extra pesado colombiano mediante la realización de una prueba de conectividad con nitrógeno","authors":"M. Trujillo, C. Delgadillo, Y. Claro, R. Rojas, J. Sandoval","doi":"10.18273/revfue.v16n2-2018008","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n2-2018008","url":null,"abstract":"Antes de comenzar cualquier proceso de recuperación mejorada de petróleo (EOR), es deseable caracterizar el patrón de flujo dentro del volumen del yacimiento afectado. Esto se vuelve de importancia crítica para la combustión in situ en yacimientos de petróleo pesado, donde la relación de movilidad es altamente desfavorable, a menudo dando como resultado una canalización o un avance temprano del frente de inyección o combustión. Una prueba de conectividad entre pozos a través de inyecciones de gas inmiscible contribuye a mejorar la caracterización de la distribución de flujo de gas, además de: 1) Estimar eficiencias de barrido, 2) evidenciar características geológicas que pueden conducir a un flujo preferencial hacia un pozo o grupo particular de ellos, o falta de conexión entre ellos, 3) creación de una ruta de gas entre el inyector y los pozos productores para permitir una progresión segura del frente de combustión, y 4) evaluación del rendimiento de los sistemas de levantamiento artificial y sistemas de control de pozos en condiciones de alta relación gas-líquido. Se diseñó, implementó y evaluó una prueba de conectividad usando nitrógeno en el campo Chichimene, antes del inicio del piloto de combustión in situ. Este proceso se resume y describe en este documento. Esta será la primera prueba de combustión in situ en un yacimiento de petróleo extra-pesado profundo (≈ 8000 pies) a nivel mundial y servirá como una fuente de datos para evaluar el desarrollo de recursos en condiciones similares en la cuenca de los llanos orientales de Colombia. Este conjunto de yacimientos tiene una fracción significativa de los recursos de hidrocarburos en el país y están bajo la operación de Ecopetrol. La importancia de este piloto hace que esta prueba de conectividad tenga una relevancia aún mayor para reducir las incertidumbres de subsuelo y operativas, identificar riesgos y aumentar la probabilidad de éxito del proceso de combustión como una opción para producir estos recursos de manera económicamente rentable","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-11-20","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"44458896","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 : 2018-11-20DOI: 10.18273/REVFUE.V16N2-2018005
G. Maya, Julia J. Herrera, J. A. Orrego, F. A. Rojas, Mayra F. Rueda, E. Manrique
Low salinity or adjusted brine composition waterflooding (LSW or ABCW) is considered a promising improved/enhanced oil recovery (IOR/EOR) method. Despite the large number of studies documented in the literature, there are contradictory results and a lack of consensus regarding the mechanisms that operate in this recovery process. The proposed fluid:rock and fluid:fluid mechanisms are still under discussion and investigation. However, the impact of oil geochemistry and its importance on the fluid:fluid interactions that can occur with brines during LSW or ABCW have been overlooked and studied in a lesser extent.The scope of the present study is to preliminary evaluate crude oil:brine interactions to validate the influence of its compositions. These interactions were evaluated at static conditions for a week and reservoir temperature (60°C) using two oil samples from different Colombian basins and brine solutions of different composition at a constant ionic strength (I = 0.086). Specifically, this investigation evaluated the effect of the type of cation (Na+ and Ca2+) and anion (Cl- and SO4=) on crude oil:brine interactions. The results of these experiments were compared with tests using distilled water (DW). Although a basic characterization of brines (i.e. pH, alkalinity and ionic composition) and oil (oil viscosity) was performed, the main objective of this study is the analysis of water-soluble organic compounds (WSOC) using Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Mass Spectrometry (FT-ICR MS). The results demonstrate that water:oil interactions are dependent on brine and crude oil compositions. The main changes observed in the aqueous phase were the increase in inorganic components (desalting effects) and organic compounds soluble in water. Only the system crude oil A and NaCl (5,000 ppm) showed the formation of a micro dispersion. Negative electrospray ionization (ESI (-)) FT-ICR MS data shows that WSOC’s identified in DW and Na2SO4 after the interaction with crude oil A belongs to similar classes but there is marked selectivity of species solubilized with different brines. The relative abundance of classes Ox, OxS and NOx (x > 2) decreases while Ox, OxS and NOx (x ≤ 2) increase their solubility in the presence of Na2SO4 compared to DW. The analysis of O2 and O3S classes using double bond equivalence (DBE) vs. carbon number (CN) contour plots shows that the isoabundance of water-soluble species are within the range of DBE £ 10 and CN £ 20 regardless the brine used in the experiments. Finally, the method of solvent extraction in silica columns used in this investigation for the analysis of WSOC using FT-ICR MS represents a powerful and new approach to study LSW and ABCW.
{"title":"Effect of ionic composition in water: oil interactions in adjusted brine chemistry waterflooding: preliminary results","authors":"G. Maya, Julia J. Herrera, J. A. Orrego, F. A. Rojas, Mayra F. Rueda, E. Manrique","doi":"10.18273/REVFUE.V16N2-2018005","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V16N2-2018005","url":null,"abstract":"Low salinity or adjusted brine composition waterflooding (LSW or ABCW) is considered a promising improved/enhanced oil recovery (IOR/EOR) method. Despite the large number of studies documented in the literature, there are contradictory results and a lack of consensus regarding the mechanisms that operate in this recovery process. The proposed fluid:rock and fluid:fluid mechanisms are still under discussion and investigation. However, the impact of oil geochemistry and its importance on the fluid:fluid interactions that can occur with brines during LSW or ABCW have been overlooked and studied in a lesser extent.The scope of the present study is to preliminary evaluate crude oil:brine interactions to validate the influence of its compositions. These interactions were evaluated at static conditions for a week and reservoir temperature (60°C) using two oil samples from different Colombian basins and brine solutions of different composition at a constant ionic strength (I = 0.086). Specifically, this investigation evaluated the effect of the type of cation (Na+ and Ca2+) and anion (Cl- and SO4=) on crude oil:brine interactions. The results of these experiments were compared with tests using distilled water (DW). Although a basic characterization of brines (i.e. pH, alkalinity and ionic composition) and oil (oil viscosity) was performed, the main objective of this study is the analysis of water-soluble organic compounds (WSOC) using Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Mass Spectrometry (FT-ICR MS). The results demonstrate that water:oil interactions are dependent on brine and crude oil compositions. The main changes observed in the aqueous phase were the increase in inorganic components (desalting effects) and organic compounds soluble in water. Only the system crude oil A and NaCl (5,000 ppm) showed the formation of a micro dispersion. Negative electrospray ionization (ESI (-)) FT-ICR MS data shows that WSOC’s identified in DW and Na2SO4 after the interaction with crude oil A belongs to similar classes but there is marked selectivity of species solubilized with different brines. The relative abundance of classes Ox, OxS and NOx (x > 2) decreases while Ox, OxS and NOx (x ≤ 2) increase their solubility in the presence of Na2SO4 compared to DW. The analysis of O2 and O3S classes using double bond equivalence (DBE) vs. carbon number (CN) contour plots shows that the isoabundance of water-soluble species are within the range of DBE £ 10 and CN £ 20 regardless the brine used in the experiments. Finally, the method of solvent extraction in silica columns used in this investigation for the analysis of WSOC using FT-ICR MS represents a powerful and new approach to study LSW and ABCW.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-11-20","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"49605322","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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