Pub Date : 2018-11-20DOI: 10.18273/REVFUE.V16N2-2018007
R. Perez, Jorge Sandoval, C. Barbosa, C. Delgadillo, M. Trujillo, L. Osma, Jesús Botett, Luis García, Hector Rodríguez
La inyección cíclica de vapor (CSS, por sus siglas en inglés) es un método de recobro mejorado (EOR) térmico de los más aplicados a nivel mundial; sin embargo, presenta desafíos relacionados con la eficiencia energética del proceso y costos asociados a su operación. En el caso de Colombia, la CSS se viene aplicando en diferentes campos de crudo pesado desde hace muchos años, encontrándose en algunos casos la necesidad de implementar y combinar tecnologías para extender el límite técnico económico de dicho proceso de recobro mejorado. En ese sentido, este trabajo se fundamenta en analizar diversas alternativas que permitan mejorar la eficiencia energética y la recuperación de petróleo de forma rentable. Para llevar a cabo el análisis, se construyó un modelo de simulación numérica semi-conceptual, representativo de un campo colombiano de crudo pesado, en el cual se realizó la simulación de escenarios de producción en frío, inyección cíclica de vapor, calentamiento en fondo de pozo y la combinación del vapor con diferentes sustancias (métodos híbridos de inyección de vapor); estos resultados, evaluados bajo condiciones similares en todos los casos, permiten establecer el potencial de las tecnologías y enfocar de esta forma los esfuerzos investigativos en aquellas que se consideren más promisorias. Adicionalmente, se realizó un estudio preliminar de visualización de tecnologías de generación de vapor a través de energía solar y algunas aplicaciones en campo relevantes, debido a los desafíos de disponibilidad de combustible y altos costos asociados a la generación de vapor convencional, esto alineado con los planes de Ecopetrol del uso de tecnologías limpias. Para el caso particular de las tecnologías de calentamiento de fondo de pozo en sus diferentes modalidades (calentamiento electro-resistivo, electro-inductivo o recirculación de vapor), se evaluó el comportamiento en el modelo a través de un pozo calentador (heater well), lo que permitió definir después de varias sensibilidades que este tipo de tecnologías resultan de mayor beneficio e impacto en pozos nuevos, es decir, previo a procesos de inyección cíclica de vapor.Por otra parte, las tecnologías híbridas de inyección cíclica de vapor evaluadas, corresponden a la adición de espumas, solventes, gases de combustión (flue gas) y nano partículas; todos con características particulares tanto en interacción con el vapor y el yacimiento, como en la forma específica de ser representados en el modelo de simulación. Para realizar la comparación se estableció el mismo ciclo de aplicación para todas las tecnologías; sin embargo, los resultados demuestran que la eficiencia de su desempeño depende fuertemente de las condiciones del yacimiento al momento de su aplicación. De acuerdo a los resultados obtenidos de la simulación numérica, en todos los casos se obtienen incrementos en la producción de petróleo con valores particulares para cada una de las tecnologías evaluadas. Se recomienda continuar con estudio
{"title":"Comparación de alternativas para mejora de la inyección cíclica de vapor mediante simulación numérica","authors":"R. Perez, Jorge Sandoval, C. Barbosa, C. Delgadillo, M. Trujillo, L. Osma, Jesús Botett, Luis García, Hector Rodríguez","doi":"10.18273/REVFUE.V16N2-2018007","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V16N2-2018007","url":null,"abstract":"La inyección cíclica de vapor (CSS, por sus siglas en inglés) es un método de recobro mejorado (EOR) térmico de los más aplicados a nivel mundial; sin embargo, presenta desafíos relacionados con la eficiencia energética del proceso y costos asociados a su operación. En el caso de Colombia, la CSS se viene aplicando en diferentes campos de crudo pesado desde hace muchos años, encontrándose en algunos casos la necesidad de implementar y combinar tecnologías para extender el límite técnico económico de dicho proceso de recobro mejorado. En ese sentido, este trabajo se fundamenta en analizar diversas alternativas que permitan mejorar la eficiencia energética y la recuperación de petróleo de forma rentable. Para llevar a cabo el análisis, se construyó un modelo de simulación numérica semi-conceptual, representativo de un campo colombiano de crudo pesado, en el cual se realizó la simulación de escenarios de producción en frío, inyección cíclica de vapor, calentamiento en fondo de pozo y la combinación del vapor con diferentes sustancias (métodos híbridos de inyección de vapor); estos resultados, evaluados bajo condiciones similares en todos los casos, permiten establecer el potencial de las tecnologías y enfocar de esta forma los esfuerzos investigativos en aquellas que se consideren más promisorias. Adicionalmente, se realizó un estudio preliminar de visualización de tecnologías de generación de vapor a través de energía solar y algunas aplicaciones en campo relevantes, debido a los desafíos de disponibilidad de combustible y altos costos asociados a la generación de vapor convencional, esto alineado con los planes de Ecopetrol del uso de tecnologías limpias. Para el caso particular de las tecnologías de calentamiento de fondo de pozo en sus diferentes modalidades (calentamiento electro-resistivo, electro-inductivo o recirculación de vapor), se evaluó el comportamiento en el modelo a través de un pozo calentador (heater well), lo que permitió definir después de varias sensibilidades que este tipo de tecnologías resultan de mayor beneficio e impacto en pozos nuevos, es decir, previo a procesos de inyección cíclica de vapor.Por otra parte, las tecnologías híbridas de inyección cíclica de vapor evaluadas, corresponden a la adición de espumas, solventes, gases de combustión (flue gas) y nano partículas; todos con características particulares tanto en interacción con el vapor y el yacimiento, como en la forma específica de ser representados en el modelo de simulación. Para realizar la comparación se estableció el mismo ciclo de aplicación para todas las tecnologías; sin embargo, los resultados demuestran que la eficiencia de su desempeño depende fuertemente de las condiciones del yacimiento al momento de su aplicación. De acuerdo a los resultados obtenidos de la simulación numérica, en todos los casos se obtienen incrementos en la producción de petróleo con valores particulares para cada una de las tecnologías evaluadas. Se recomienda continuar con estudio","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":"44146083","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.v16n2-2018002
L. Ramos, A. M. Marin
La producción de petróleo con alta relación agua-petróleo (RAP) en yacimientos con fuerte empuje de agua de fondo, generalmente se manifiesta en los pozos productores de petróleo y gas como un mecanismo de conificación. Principalmente, el avance del contacto agua-petróleo (CAP) se mueve hacia los intervalos abiertos a producción en el tope de la arena productora. Este tipo de mecanismo o problema es difícil de diagnosticar y corregir. Un diagnóstico limitado y desconocimiento de la ventana de aplicación de tecnologías para mitigar dicho mecanismo, han demostrado ser un factor importante de la baja tasa de éxito para solucionar dicho problema. En este artículo se presentan ciertas consideraciones o criterios con base a la experticia de los autores, para el adecuado diagnóstico del mecanismo de conificación de agua, así como, se revisan y sugieren las soluciones químicas, mecánicas e híbridas más prospectivas, a la fecha
{"title":"Evaluación y experiencias en el control de conificación en pozos con alto corte de agua en yacimientos con empuje hidráulico","authors":"L. Ramos, A. M. Marin","doi":"10.18273/revfue.v16n2-2018002","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n2-2018002","url":null,"abstract":"La producción de petróleo con alta relación agua-petróleo (RAP) en yacimientos con fuerte empuje de agua de fondo, generalmente se manifiesta en los pozos productores de petróleo y gas como un mecanismo de conificación. Principalmente, el avance del contacto agua-petróleo (CAP) se mueve hacia los intervalos abiertos a producción en el tope de la arena productora. Este tipo de mecanismo o problema es difícil de diagnosticar y corregir. Un diagnóstico limitado y desconocimiento de la ventana de aplicación de tecnologías para mitigar dicho mecanismo, han demostrado ser un factor importante de la baja tasa de éxito para solucionar dicho problema. En este artículo se presentan ciertas consideraciones o criterios con base a la experticia de los autores, para el adecuado diagnóstico del mecanismo de conificación de agua, así como, se revisan y sugieren las soluciones químicas, mecánicas e híbridas más prospectivas, a la fecha","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-11-20","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"42133564","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.v16n2-2018009
Alberto Raúl Pinzón Diaz, Yohan Harley Pabón Acevedo, Jorge Mario Padilla- Reyes, Samuel Fernando Muñoz Navarro
La combustión in situ (CIS) es una técnica de recobro mejorado con un gran potencial de aplicación en yacimientos de crudos pesados y extrapesados; sin embargo, su implementación se ha visto limitada por el alto grado de incertidumbre asociado a su desarrollo a escala de campo. Teniendo en cuenta la alta complejidad del proceso con respecto a otras técnicas EOR/IOR, no basta con aplicar un screening binario y realizar pruebas básicas de laboratorio para determinar la factibilidad de aplicarla en un yacimiento determinado, sino que se requiere la realización de estudios adicionales, tales como pruebas de celda cinética, que están orientadas a determinar el comportamiento oxidativo del sistema roca-fluido en estudio, y a su vez, permiten la obtención de un modelo cinético que represente, mediante modelamiento numérico, el desempeño del proceso de CIS obtenido experimentalmente de pruebas de tubo de combustión. Con base en lo anterior, en el presente trabajo, se compararon los resultados obtenidos del ajuste de una prueba de tubo de combustión usando las metodologías Arrhenius y no Arrhenius, evidenciando diferencias significativas en el tiempo de cómputo y en los valores de saturación residual de aceite en el medio poroso después de aplicado el proceso CIS.
{"title":"Aplicación de una alternativa simplificada para modelar la cinética de un proceso de combustión in situ","authors":"Alberto Raúl Pinzón Diaz, Yohan Harley Pabón Acevedo, Jorge Mario Padilla- Reyes, Samuel Fernando Muñoz Navarro","doi":"10.18273/revfue.v16n2-2018009","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n2-2018009","url":null,"abstract":"La combustión in situ (CIS) es una técnica de recobro mejorado con un gran potencial de aplicación en yacimientos de crudos pesados y extrapesados; sin embargo, su implementación se ha visto limitada por el alto grado de incertidumbre asociado a su desarrollo a escala de campo. Teniendo en cuenta la alta complejidad del proceso con respecto a otras técnicas EOR/IOR, no basta con aplicar un screening binario y realizar pruebas básicas de laboratorio para determinar la factibilidad de aplicarla en un yacimiento determinado, sino que se requiere la realización de estudios adicionales, tales como pruebas de celda cinética, que están orientadas a determinar el comportamiento oxidativo del sistema roca-fluido en estudio, y a su vez, permiten la obtención de un modelo cinético que represente, mediante modelamiento numérico, el desempeño del proceso de CIS obtenido experimentalmente de pruebas de tubo de combustión. Con base en lo anterior, en el presente trabajo, se compararon los resultados obtenidos del ajuste de una prueba de tubo de combustión usando las metodologías Arrhenius y no Arrhenius, evidenciando diferencias significativas en el tiempo de cómputo y en los valores de saturación residual de aceite en el medio poroso después de aplicado el proceso CIS.","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":"44602859","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.v16n2-2018001
J. Portwood, J. L. Romero
El Conformance es comúnmente conocido como la acción que optimiza la eficiencia del fluido inyectado durante un proceso de recuperación mejorada de petróleo. Este trabajo técnico destaca las lecciones aprendidas por los autores, en base a su experiencia con una de las tecnologías de conformance más utilizadas y exitosas en campo, como lo es la de geles de polímero o geles obturantes, los cuales se forman al combinar cromo (III)-carboxilato, polímero (poliacrilamida) y agua (CC/AP). Hasta la fecha, los autores han participado directamente en el análisis, selección de candidatos, diseño, aplicación de campo y evaluación de resultados en más de 700 tratamientos de conformance. Una mirada retrospectiva a los primeros diseños y aplicaciones de campo, en comparación a las aplicaciones más recientes, muestra claramente que se han logrado implementar cambios o mejoras a los diseños y su aplicación en campo con la finalidad de obtener mejores resultados con este tipo de tratamientos. Estos cambios se han producido gradualmente a lo largo del tiempo a medida que las nuevas lecciones aprendidas se aplican en los nuevos tratamientos
{"title":"Waterflood Conformance Improvement – Practical Considerations & Lessons Learned","authors":"J. Portwood, J. L. Romero","doi":"10.18273/revfue.v16n2-2018001","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n2-2018001","url":null,"abstract":"El Conformance es comúnmente conocido como la acción que optimiza la eficiencia del fluido inyectado durante un proceso de recuperación mejorada de petróleo. Este trabajo técnico destaca las lecciones aprendidas por los autores, en base a su experiencia con una de las tecnologías de conformance más utilizadas y exitosas en campo, como lo es la de geles de polímero o geles obturantes, los cuales se forman al combinar cromo (III)-carboxilato, polímero (poliacrilamida) y agua (CC/AP). Hasta la fecha, los autores han participado directamente en el análisis, selección de candidatos, diseño, aplicación de campo y evaluación de resultados en más de 700 tratamientos de conformance. Una mirada retrospectiva a los primeros diseños y aplicaciones de campo, en comparación a las aplicaciones más recientes, muestra claramente que se han logrado implementar cambios o mejoras a los diseños y su aplicación en campo con la finalidad de obtener mejores resultados con este tipo de tratamientos. Estos cambios se han producido gradualmente a lo largo del tiempo a medida que las nuevas lecciones aprendidas se aplican en los nuevos tratamientos","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":"48359170","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 : 2018-07-24DOI: 10.18273/revfue.v16n1-2018007
Mauricio Bustos, niversidad Estatal Península de Santa Elena
espanolEl Campo Gustavo Galindo Velasco ubicado en la provincia de Santa Elena, ha comenzado a mostrar signos de envejecimiento o madurez, denominandose campo maduro debido a la reduccion de la presion del yacimiento, lo que ocasiona una disminucion en la produccion de los pozos. El fracturamiento hidraulico es una tecnica de estimulacion que permite obtener, mediante la creacion de fracturas o canales que mejoran la interconexion de la permeabilidad en la formacion, el aumento de la conductividad y el area de flujo de los fluidos hacia el pozo, incrementando su produccion y prolongando la vida de los campos maduros. En la actualidad, para emplear esta tecnica de estimulacion, es necesario realizar un analisis investigativo del historial de produccion y reacondicionamiento efectuados en cada pozo, estimacion de sus reservas, interpretacion de registros electricos, calidad del cemento y diseno de fractura. Los resultados obtenidos de la investigacion, permiten aproximar el incremento de la produccion despues de efectuar el fracturamiento hidraulico en los pozos seleccionados y el analisis economico respectivo del proyecto, mediante el uso de los indicadores de rentabilidad. EnglishThe Campo Gustavo Galindo Velasco located in the province of Santa Elena, has begun to show signs of aging or maturity, being called mature field due to the reduction of the reservoir pressure, which causes a decrease in the production of the wells. Hydraulic fracturing is a stimulation technique that allows obtaining, by means of the creation of fractures or channels that improve the interconnection of the permeability in the formation, increase of the conductivity and area of flow of the fluids towards the well, increasing its production and prolonging the life of mature fields. Today, to employ this technique of stimulation, it is necessary to carry out an investigative analysis of the production history and reconditioning carried out in each well, estimation of their reserves, interpretation of electric logs, quality of the cement and design of fracture. The results obtained of the research allow approximating the increase in production after performing the hydraulic fracturing in the selected wells and the respective economic analysis of the project, through the use of profitability indicators
{"title":"Selección de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico en el campo Gustavo Galindo Velasco","authors":"Mauricio Bustos, niversidad Estatal Península de Santa Elena","doi":"10.18273/revfue.v16n1-2018007","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n1-2018007","url":null,"abstract":"espanolEl Campo Gustavo Galindo Velasco ubicado en la provincia de Santa Elena, ha comenzado a mostrar signos de envejecimiento o madurez, denominandose campo maduro debido a la reduccion de la presion del yacimiento, lo que ocasiona una disminucion en la produccion de los pozos. El fracturamiento hidraulico es una tecnica de estimulacion que permite obtener, mediante la creacion de fracturas o canales que mejoran la interconexion de la permeabilidad en la formacion, el aumento de la conductividad y el area de flujo de los fluidos hacia el pozo, incrementando su produccion y prolongando la vida de los campos maduros. En la actualidad, para emplear esta tecnica de estimulacion, es necesario realizar un analisis investigativo del historial de produccion y reacondicionamiento efectuados en cada pozo, estimacion de sus reservas, interpretacion de registros electricos, calidad del cemento y diseno de fractura. Los resultados obtenidos de la investigacion, permiten aproximar el incremento de la produccion despues de efectuar el fracturamiento hidraulico en los pozos seleccionados y el analisis economico respectivo del proyecto, mediante el uso de los indicadores de rentabilidad. EnglishThe Campo Gustavo Galindo Velasco located in the province of Santa Elena, has begun to show signs of aging or maturity, being called mature field due to the reduction of the reservoir pressure, which causes a decrease in the production of the wells. Hydraulic fracturing is a stimulation technique that allows obtaining, by means of the creation of fractures or channels that improve the interconnection of the permeability in the formation, increase of the conductivity and area of flow of the fluids towards the well, increasing its production and prolonging the life of mature fields. Today, to employ this technique of stimulation, it is necessary to carry out an investigative analysis of the production history and reconditioning carried out in each well, estimation of their reserves, interpretation of electric logs, quality of the cement and design of fracture. The results obtained of the research allow approximating the increase in production after performing the hydraulic fracturing in the selected wells and the respective economic analysis of the project, through the use of profitability indicators","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-07-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"47216321","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 : 2018-07-24DOI: 10.18273/revfue.v16n1-2018003
Marcio Sampaio Pinto, David Montoya Herrera, Juan Camilo Angarita
{"title":"Production optimization for a conceptual model through combined use of polymer flooding and intelligent well technology under uncertainties","authors":"Marcio Sampaio Pinto, David Montoya Herrera, Juan Camilo Angarita","doi":"10.18273/revfue.v16n1-2018003","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n1-2018003","url":null,"abstract":"","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":"1 1","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-07-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"67952567","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 : 2018-07-24DOI: 10.18273/revfue.v16n1-2018008
A. Montes, W. Carreño, M. Guio
espanolEl agotamiento de los yacimientos convencionales y los retos que implica para la ingenieria son evidentes. En el piedemonte colombiano la tendencia ha sido clara: En los ultimos 3 anos se han perforado los pozos mas profundos con 20808 ft y 20300 ft. Esta profundidad parece ser demasiado, pero en realidad el numero no es suficiente para representar lo grande del reto. Los desarrollos de ingenieria en torno a esta operacion y la madurez organizacional alcanzada por la compania operadora a traves de curvas de aprendizaje complejas han reducido significativamente el impacto negativo de estos retos al desempeno de los proyectos. No obstante, a la cantidad de problemas de ingenieria que se requiere manejar, se adicionan las fluctuaciones economicas, politicas y sociales y todas sus causas, tal como la crisis petrolera que inicio en 2014. La pregunta que surge es: ?Como perforar pozos profundos en tiempos de crisis? Las decisiones de mitigacion tomadas por gerentes de estrategia implican planeacion y ejecucion de proyectos optimizando los recursos tanto como sea posible. Esta optimizacion es un reto mas para adicionar a la lista, debido a que su aplicacion requiere cuidado especial. Optimizacion no significa reducir costos a expensas de los beneficios del personal, la calidad o el aseguramiento de los pozos.Significa reducir costos estrategicamente y esto requiere analisis detallados de pozos de correlacion y estudio de sensibilidades de las optimizaciones propuestas. Este es la razon por la cual en el piedemonte colombiano los analisis What-if, la capitalizacion de las lecciones aprendidas y los analisis de riesgos se fundamentan en modelos de planeacion robustos. Tal vez perforar a traves de capas de carbon ha sido uno de las operaciones mas retadoras en el Piedemonte. Sin embargo, la meta ya no es perforar capas de carbonintercaladas o invertidas, es hacerlo en tiempos de crisis. EnglishThe depletion of conventional reservoirs and the challenges for engineering that this means are not a secret. In Colombian foothills the trend has been clear: In the last 3 years, the deepest wells have been drilled with 20,300 ft and 20,808 ft. This depth could seem to be a lot, but actually the number is not enough to represent how big the challenge is. The engineering development around this operation and the organizational maturity reached by the operator company through complex learning curves, have reduced the negative impactsto the projects’ performance. However, to the bunch of engineering issues to handle, it is necessary to add the political, economic and social fluctuations and all its causes, like the oil crisis that started on 2014. Hence, the question is: How to drill deep wells in crisis time? The mitigation decisions taken by strategy managers imply planning and execution of projects by optimizing the resources as much as possible. Optimization is one more challenge because its application takes special care. Optimization does not mean reducing
{"title":"Aspectos de la perforación de pozos complejos en piedemonte en tiempos de crisis","authors":"A. Montes, W. Carreño, M. Guio","doi":"10.18273/revfue.v16n1-2018008","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/revfue.v16n1-2018008","url":null,"abstract":"espanolEl agotamiento de los yacimientos convencionales y los retos que implica para la ingenieria son evidentes. En el piedemonte colombiano la tendencia ha sido clara: En los ultimos 3 anos se han perforado los pozos mas profundos con 20808 ft y 20300 ft. Esta profundidad parece ser demasiado, pero en realidad el numero no es suficiente para representar lo grande del reto. Los desarrollos de ingenieria en torno a esta operacion y la madurez organizacional alcanzada por la compania operadora a traves de curvas de aprendizaje complejas han reducido significativamente el impacto negativo de estos retos al desempeno de los proyectos. No obstante, a la cantidad de problemas de ingenieria que se requiere manejar, se adicionan las fluctuaciones economicas, politicas y sociales y todas sus causas, tal como la crisis petrolera que inicio en 2014. La pregunta que surge es: ?Como perforar pozos profundos en tiempos de crisis? Las decisiones de mitigacion tomadas por gerentes de estrategia implican planeacion y ejecucion de proyectos optimizando los recursos tanto como sea posible. Esta optimizacion es un reto mas para adicionar a la lista, debido a que su aplicacion requiere cuidado especial. Optimizacion no significa reducir costos a expensas de los beneficios del personal, la calidad o el aseguramiento de los pozos.Significa reducir costos estrategicamente y esto requiere analisis detallados de pozos de correlacion y estudio de sensibilidades de las optimizaciones propuestas. Este es la razon por la cual en el piedemonte colombiano los analisis What-if, la capitalizacion de las lecciones aprendidas y los analisis de riesgos se fundamentan en modelos de planeacion robustos. Tal vez perforar a traves de capas de carbon ha sido uno de las operaciones mas retadoras en el Piedemonte. Sin embargo, la meta ya no es perforar capas de carbonintercaladas o invertidas, es hacerlo en tiempos de crisis. EnglishThe depletion of conventional reservoirs and the challenges for engineering that this means are not a secret. In Colombian foothills the trend has been clear: In the last 3 years, the deepest wells have been drilled with 20,300 ft and 20,808 ft. This depth could seem to be a lot, but actually the number is not enough to represent how big the challenge is. The engineering development around this operation and the organizational maturity reached by the operator company through complex learning curves, have reduced the negative impactsto the projects’ performance. However, to the bunch of engineering issues to handle, it is necessary to add the political, economic and social fluctuations and all its causes, like the oil crisis that started on 2014. Hence, the question is: How to drill deep wells in crisis time? The mitigation decisions taken by strategy managers imply planning and execution of projects by optimizing the resources as much as possible. Optimization is one more challenge because its application takes special care. Optimization does not mean reducing","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-07-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"45040256","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 : 2018-07-24DOI: 10.18273/REVFUE.V16N1-2018001
M. Loaiza, Diego Ayala, H. Torres, Silvia Ayala
espanolCon los costos actuales de los servicios de perforacion y un mercado totalmente inestable que ha ubicado al precio del barril de petroleo en sus niveles mas bajos en la ultima decada; resulta imperativo minimizar cualquier evento que retrase el avance de perforacion de un pozo. La propuesta de implementar una herramienta de planificacion desarrollada a partir de los resultados de la investigacion brindara a ingenieros y operadores un recurso que contribuira a terminar un pozo dentro de los plazos establecidos con apego al presupuesto, culminando de manera exitosa cada pozo, con campanas de perforacion cada vez mas cortas y con un retorno sobre la inversion mas alto al poner a producir los pozos en menor tiempo. Como resultado del trabajo se expone el impacto economico de los eventos no planificados. EnglishConsidering the current costs for drilling services within a market being completely unstable that have placed the oil barrel at lowest prices in the last decade, it is extremely important to reduce every activity that delay the normal course of well drilling. The proposal for a resource of planning which is obtained from the present research. This resource was developed for engineers and operators aiming at ending of wellbore within scheduled time with the stablished budget, in this way being the operation successful in every well into more quick tasks with higher return on investment by starting early the well production. The economic impact of unplanned events is exposed as a result from this paper
{"title":"Tiempo no productivo en pozos de dos secciones, caso de estudio Ecuador","authors":"M. Loaiza, Diego Ayala, H. Torres, Silvia Ayala","doi":"10.18273/REVFUE.V16N1-2018001","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V16N1-2018001","url":null,"abstract":"espanolCon los costos actuales de los servicios de perforacion y un mercado totalmente inestable que ha ubicado al precio del barril de petroleo en sus niveles mas bajos en la ultima decada; resulta imperativo minimizar cualquier evento que retrase el avance de perforacion de un pozo. La propuesta de implementar una herramienta de planificacion desarrollada a partir de los resultados de la investigacion brindara a ingenieros y operadores un recurso que contribuira a terminar un pozo dentro de los plazos establecidos con apego al presupuesto, culminando de manera exitosa cada pozo, con campanas de perforacion cada vez mas cortas y con un retorno sobre la inversion mas alto al poner a producir los pozos en menor tiempo. Como resultado del trabajo se expone el impacto economico de los eventos no planificados. EnglishConsidering the current costs for drilling services within a market being completely unstable that have placed the oil barrel at lowest prices in the last decade, it is extremely important to reduce every activity that delay the normal course of well drilling. The proposal for a resource of planning which is obtained from the present research. This resource was developed for engineers and operators aiming at ending of wellbore within scheduled time with the stablished budget, in this way being the operation successful in every well into more quick tasks with higher return on investment by starting early the well production. The economic impact of unplanned events is exposed as a result from this paper","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-07-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"46499816","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 : 2018-07-24DOI: 10.18273/REVFUE.V16N1-2018006
E. Vidal, C. Fontalvo
espanolLa actualidad de la industria de los hidrocarburos gaseosos en Colombia en torno a, la disminucion de reservas y el consumo creciente de gas natural en el pais, la disminucion en la relacion reservas/consumo, conlleva a una futura incertidumbre sobre las perspectivas energeticas en el mercado del gas natural. Es por esto, que el pais esta incursionado en sectores alternos, los cuales buscan brindar una solucion a esta problematica, permitiendo asi, la innovacion en otras areas.La tecnologia Power to Gas (PtG) transforma la energia electrica provenientes de fuentes renovables en energia quimica a traves de la electrolisis. El producto obtenido de la electrolisis es el hidrogeno, que posteriormente es utilizado en la metanacion para la produccion de metano sintetico. El gas sintetico obtenido a traves del proceso Power to Gas, tiene la ventaja de poder ser usado con funciones semejantes a la del gas natural existente y asi mismo puede ser comprimido, almacenado o inyectado en redes de transporte y distribucion de gas natural. PtG es una alternativa para la generacion de gas, basado en el mediano a alto desarrollo en sistemas denominados “limpios”. EnglishThe present of the gaseous hydrocarbon industry in Colombia is facing a new challenge, the limited availability of reserves and the potential growth in consumption of gas. This is why the country is venturing in alternative sectors that can provide a solution to this situation and allows the innovation in other areas. Power to Gas (PtG) transforms electrical energy into chemical energy through electrolysis. The product obtained from electrolysis is hydrogen and is continuously used in methanation for the production of synthetic methane. The synthetic gas obtained through Power to Gas has similar properties to natural gas and can also be compressed, stored or injected into the same transport and distribution networks. PtG is an alternative to gas generation, through the storage of energy from green technologies.
哥伦比亚天然气碳氢化合物工业的西班牙现状，该国天然气储量减少和消费量增加，储量/消费比下降，导致未来天然气市场能源前景不确定。这就是为什么该国正在涉足替代部门，这些部门寻求解决这一问题，从而允许在其他领域进行创新。电力对天然气（PTG）技术通过电解将可再生能源的电能转化为化学能。电解获得的产品是氢，氢随后用于甲烷化生产合成甲烷。通过Power to Gas工艺获得的合成气具有与现有天然气相似的功能，可以压缩、储存或注入天然气输配网络。PTG是一种天然气发电的替代方案，基于所谓的“清洁”系统的中高发展。哥伦比亚天然气工业的现状面临着新的挑战，储备的有限性和天然气消费的潜在增长。这就是为什么该国正在投资替代部门，这些部门可以为这种情况提供解决方案，并允许在其他领域进行创新。电对气（PTG）通过电解将电能转化为化学能。电解获得的产品是氢，连续用于甲烷化生产合成甲烷。通过天然气发电获得的合成气具有与天然气相似的特性，也可以压缩、储存或注入同一运输和分销网络。PTG是通过储存绿色技术的能源来发电的替代方案。
{"title":"Alternativa para la generación de gas natural sintético a partir de una fuente de energía renovable mediante tecnología “Power to Gas” en Colombia","authors":"E. Vidal, C. Fontalvo","doi":"10.18273/REVFUE.V16N1-2018006","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V16N1-2018006","url":null,"abstract":"espanolLa actualidad de la industria de los hidrocarburos gaseosos en Colombia en torno a, la disminucion de reservas y el consumo creciente de gas natural en el pais, la disminucion en la relacion reservas/consumo, conlleva a una futura incertidumbre sobre las perspectivas energeticas en el mercado del gas natural. Es por esto, que el pais esta incursionado en sectores alternos, los cuales buscan brindar una solucion a esta problematica, permitiendo asi, la innovacion en otras areas.La tecnologia Power to Gas (PtG) transforma la energia electrica provenientes de fuentes renovables en energia quimica a traves de la electrolisis. El producto obtenido de la electrolisis es el hidrogeno, que posteriormente es utilizado en la metanacion para la produccion de metano sintetico. El gas sintetico obtenido a traves del proceso Power to Gas, tiene la ventaja de poder ser usado con funciones semejantes a la del gas natural existente y asi mismo puede ser comprimido, almacenado o inyectado en redes de transporte y distribucion de gas natural. PtG es una alternativa para la generacion de gas, basado en el mediano a alto desarrollo en sistemas denominados “limpios”. EnglishThe present of the gaseous hydrocarbon industry in Colombia is facing a new challenge, the limited availability of reserves and the potential growth in consumption of gas. This is why the country is venturing in alternative sectors that can provide a solution to this situation and allows the innovation in other areas. Power to Gas (PtG) transforms electrical energy into chemical energy through electrolysis. The product obtained from electrolysis is hydrogen and is continuously used in methanation for the production of synthetic methane. The synthetic gas obtained through Power to Gas has similar properties to natural gas and can also be compressed, stored or injected into the same transport and distribution networks. PtG is an alternative to gas generation, through the storage of energy from green technologies.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-07-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"45861708","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 : 2018-07-24DOI: 10.18273/REVFUE.V16N1-2018005
J. Arboleda, A. Castillo, Samuel Muñoz
espanolLa densidad y viscosidad es la propiedad que diferencia el petroleo liviano del pesado y extrapesado; el petroleo pesado y extrapesado contiene mas constituyentes indefinidos quimicamente (resinas y asfaltenos) que uno que tenga mas constituyentes puros (saturados y aromaticos). En la inyeccion de vapor se reduce la viscosidad en un 97%; ademas, la implementacion de vapor de agua tambien cambia la composicion debido a reacciones quimicas entre el vapor de agua, los compuestos organicos del petroleo, los minerales y catalizadores, logrando un cambio de la estructura molecular del petroleo, este proceso es definido como acuatermolisis catalitica. Las reacciones de acuatermolisis catalitica son: pirolisis, hidrolisis, reaccion de gas al agua (W.G.S. por sus siglas en ingles), hidrodesulfuracion (HDS), hidrodesnitrogenacion (HDN) e hidrodesoxigenacion (HDO). El uso de catalizadores metalicos y donadores de hidrogeno presentan un efecto sinergico, ademas que los compuestos que reaccionan con el vapor de agua son las resinas y los asfaltenos. A escala de laboratorio se logra reducir el 90%. A escala de campo, se han realizado pilotos en la cuenca de Liaohe, China, donde se utilizo como complemento a la tecnologia de inyeccion ciclica de vapor, mostrando reducciones en la viscosidad del 80%. EnglishDensity and viscosity are the properties which differentiates light oil of the heavy and extra-heavy oil; heavy-extra-heavy oil contains more indefinite chemical elements such as resins and asphaltenes whose have more pures components (saturated and aromatics). In the steam injection, the viscosity is reduced at 97%, in addition, the implementation of steam also changes the composition of the mixure due to chemical reactions between the water steam, organics petroleum compounds, minerals and catalysts, reaching a switch in the molecular structure of petroleum; this process is defined as catalytic aquatermolysis. The reactions of catalytic aquatermolysis are: pyrolysis, hydrolysis, Water Gas Shift, hydrodesulphurization (HDS), hydrodesnitrogenacion (HDN) and hidrodeoxygenation (HDO). The use of metal catalysts and hydrogen donors have a synergistic effect, in addition, the compounds that react with water steam are resins and asphaltenes. On a macro scale, it is reduced by 90%. At the field scale, pilots were implemented in the Liaohe basin, China, where it was used as a complement to the cyclic steam injection technology, showing reductions in viscosity of 80% and relevant changes in the composition of the oil.
密度和粘度是区分轻油与重油和超重油的特性;重油和特重油含有更多化学上不确定的成分(树脂和沥青质)，而不是更多纯成分(饱和和芳香)。在注入蒸汽时，粘度降低97%;此外，由于水蒸气、石油有机化合物、矿物和催化剂之间的化学反应，实现了石油分子结构的改变，这一过程被定义为催化水热分解。催化水热解反应有:热解、水解、气体与水反应(W.G.S.)、加氢脱硫(HDS)、加氢脱氮(HDN)和加氢脱氧(HDO)。金属催化剂和氢气供体的使用具有协同作用，与水蒸气反应的化合物是树脂和沥青质。在实验室规模上，可以减少90%。在现场规模上，在中国辽河盆地进行了试点，将其作为循环蒸汽喷射技术的补充，粘度降低了80%。密度和粘度是区分轻油与重油和特重油的特性;重油含有更多不确定的化学元素，如树脂和沥青，它们有更多的纯成分(饱和和芳香)。在蒸汽注入过程中，粘度降低了97%，此外，由于水蒸汽、有机石油化合物、矿物和催化剂之间的化学反应，蒸汽的实施也改变了混合物的组成，达到了石油分子结构的改变;这个过程被称为催化水热解。催化水热分解的反应有:热解、水解、水气转移、氢脱硫(HDS)、氢脱氮(HDN)和氢脱氧(HDO)。The use of metal catalysts and hydrogen捐助方有synergistic effect, in addition,有机锡化合物所印证的with water蒸汽are resins and asphaltenes。在宏观尺度上，它减少了90%。在油田规模上，在中国辽河盆地实施了试点，作为循环蒸汽喷射技术的补充，粘度降低了80%，油成分发生了相关变化。
{"title":"Estudio de la acuatermólisis catalítica en procesos de upgrading de crudos pesados como método complementario en el recobro térmico de hidrocarburos","authors":"J. Arboleda, A. Castillo, Samuel Muñoz","doi":"10.18273/REVFUE.V16N1-2018005","DOIUrl":"https://doi.org/10.18273/REVFUE.V16N1-2018005","url":null,"abstract":"espanolLa densidad y viscosidad es la propiedad que diferencia el petroleo liviano del pesado y extrapesado; el petroleo pesado y extrapesado contiene mas constituyentes indefinidos quimicamente (resinas y asfaltenos) que uno que tenga mas constituyentes puros (saturados y aromaticos). En la inyeccion de vapor se reduce la viscosidad en un 97%; ademas, la implementacion de vapor de agua tambien cambia la composicion debido a reacciones quimicas entre el vapor de agua, los compuestos organicos del petroleo, los minerales y catalizadores, logrando un cambio de la estructura molecular del petroleo, este proceso es definido como acuatermolisis catalitica. Las reacciones de acuatermolisis catalitica son: pirolisis, hidrolisis, reaccion de gas al agua (W.G.S. por sus siglas en ingles), hidrodesulfuracion (HDS), hidrodesnitrogenacion (HDN) e hidrodesoxigenacion (HDO). El uso de catalizadores metalicos y donadores de hidrogeno presentan un efecto sinergico, ademas que los compuestos que reaccionan con el vapor de agua son las resinas y los asfaltenos. A escala de laboratorio se logra reducir el 90%. A escala de campo, se han realizado pilotos en la cuenca de Liaohe, China, donde se utilizo como complemento a la tecnologia de inyeccion ciclica de vapor, mostrando reducciones en la viscosidad del 80%. EnglishDensity and viscosity are the properties which differentiates light oil of the heavy and extra-heavy oil; heavy-extra-heavy oil contains more indefinite chemical elements such as resins and asphaltenes whose have more pures components (saturated and aromatics). In the steam injection, the viscosity is reduced at 97%, in addition, the implementation of steam also changes the composition of the mixure due to chemical reactions between the water steam, organics petroleum compounds, minerals and catalysts, reaching a switch in the molecular structure of petroleum; this process is defined as catalytic aquatermolysis. The reactions of catalytic aquatermolysis are: pyrolysis, hydrolysis, Water Gas Shift, hydrodesulphurization (HDS), hydrodesnitrogenacion (HDN) and hidrodeoxygenation (HDO). The use of metal catalysts and hydrogen donors have a synergistic effect, in addition, the compounds that react with water steam are resins and asphaltenes. On a macro scale, it is reduced by 90%. At the field scale, pilots were implemented in the Liaohe basin, China, where it was used as a complement to the cyclic steam injection technology, showing reductions in viscosity of 80% and relevant changes in the composition of the oil.","PeriodicalId":41949,"journal":{"name":"Fuentes el Reventon Energetico","volume":" ","pages":""},"PeriodicalIF":0.3,"publicationDate":"2018-07-24","publicationTypes":"Journal Article","fieldsOfStudy":null,"isOpenAccess":false,"openAccessPdf":"","citationCount":null,"resultStr":null,"platform":"Semanticscholar","paperid":"43264925","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}
京公网安备 11010802042870号
京ICP备2023020795号-1
扫码关注我们
求助内容：
应助结果提醒方式：