Revista Fuentes

Hoja Bandera

Erik Giovany Montes Páez — vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

El camino a seguir

Erik Giovany Montes Páez — mié, 16 ago 2017 00:00:00 -0500

Factibilidad analítica de la aplicación de la recuperación mejorada de petróleo, caso de estudio Ecuador

Diego Ayala, Mayra Andrade — vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

Mejorar el factor de recobro es motivación suficiente para que cualquier compañía incluya dentro de su planificación, un estudio de factibilidad para poner en marcha las tecnologías de recuperación mejorada, también conocida como EOR, por sus siglas en ingles “emprove oil recovery”. Este método consiste en inyectar fluido miscible, para alterar favorablemente las condiciones de roca- fluido y desplazar el hidrocarburo hacia los pozos productores, dando lugar a una compleja dinámica en el yacimiento. A partir de los parámetros de controldel yacimiento, como: datos PVT, historial de producción, factor de recobro, correlaciones, geometría de los pozos y junto con los criterios de selección que demanda esta tecnología, se puede proceder a diseñar un modelo de inyección miscible, profundizar la simulación del yacimiento y obtener predicciones no tan alejadas de la realidad.

EOR es una de las tecnologías que aprovecha la improductividad de los pozos en buen estado, aumenta las reservas del yacimiento, pudiendo inyectar al reservorio mas de 16 fluidos para propiciar un efecto barrido que optimice la producción, sin embargo aplicar uno de estos métodos de EOR, puede ser costoso en la industria, por esta razón el presente estudio permite determinar la mejor opción para poner en marcha una de estas técnicas y garantizar un retorno efectivo de la inversión y un adecuado uso del capital, misma que presenta un reto a la ingeniería.

Evidences of CDG formation and possible interpretations of core flood studies

Daniela Alzate López, Juan Manuel León, Fernando Cabrera, Eduardo Manrique — vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

Colloidal Dispersion Gels (CDG’s) have been successfully tested in several countries including Colombia. However, despite numerous successful field results reported in the literature, laboratory-scale experiments have generated controversy regarding the ability to inject CDG’s in large volumes without reducing injectivity while also improving sweep efficiency.

This paper summarizes the updates in microgel technologies, especially the Linked-Polymer Solutions (LPS) that have been also referred as CDG’s leading to misinterpretation of both systems. This brief review will also present the main mechanisms proposed for the formation of LPS in fluid:fluid studies and during its flow in porous media. This study also presents for the first time evidences of the possible mechanisms for the formation of CDG’s using a high molecular weight (MW) partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) and Aluminum Citrate (Al(Cit)3) as a crosslinker using Dina Cretáceos Field, Colombia, synthetic brine at room temperature (25°C). The results generated during this study were used to re-interpret corefloods injecting CDG in Berea and Tello Field, Colombia, core plugs at different experimental conditions.

The main difference identified between LPS and CDG systems is the viscosity behavior in the presence of Al(Cit)3. LPS reports a decrease in viscosities while CDGs shows an increase in viscosities in the presence of crosslinker. This difference is due to the use of different high MW HPAM polymers. However, the crosslinking of the trivalent ion (Al3+) and the negatively charged carboxylic groups of the polymer of both microgels occurs through intra-and inter-molecular interactions leading to different particle size or hydrodynamic diameter distributions (HDD). The rate and type of HDD is dependent of polymer and crosslinker concentration. These results were also compared with a CDG systems using Chromium Acetate (Cr(Ac)3) as a crosslinker used in Loma Alta Sur Field, Argentina. The crosslinkers used (Al3+ y Cr3+) forming CDG suggests similar crosslinking mechanisms but shows differences in HDD. However, the difference in the experimental conditions of studies documented makes difficult developing a more detailed comparison. Finally, the re-interpretation of CDG corefloods suggests that the main operating mechanisms include viscosity effects, adsorption, straining and log-jamming as proposed for LPS systems. However, viscosity effects and the gradual blocking of pore channels (log-jamming) seem to be more dominant in CDG than LPS systems. The results of this study will contribute with the understanding of the CDG’s and also provides guidance to improve the evaluation and research of the technology at lab scale.

Evaluación cualitativa de la limpieza de hoyo en pozos de alta inclinación - alto desplazamiento en la Cuenca Oriente

David Esteban Almeida Campana, Raúl Armando Valencia Tapia — vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

La perforación de pozos de alta inclinación y alto desplazamiento, requiere mucha atención a la limpieza del hoyo, teniendo en cuenta el comportamiento físico de los cortes que tienden a formar camas en la cara baja del pozo. Un trabajo previo realizado, estudiando el fenómeno de la acumulación de camas de cortes en pozos del Este de la Cuenca Oriente, determinó una metodología para diagnosticar en la fase de diseño, los posibles problemas de limpieza.

En este trabajo, se ha desarrollado una metodología para diagnosticar el estado de la limpieza del hoyo en tiempo real, mediante el uso de tres herramientas, dos de ellas que incorporan la medición de presión anular, y la tercera, que implica el análisis de los retornos en superficie. Los resultados del uso de esta metodología en un pozo de la Cuenca Oriente, son expuestos demostrando su efectividad.

Ajuste fino de correlaciones PVT para algunos crudos colombianos

Duban Fabián García Navas, Juan Pablo Osorio Suarez, Jorge Andrés Prada Mejía — vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

La estimación de las propiedades del fluido de un yacimiento y su variación en función de la Temperatura y la Presión representa un elemento clave para construir un modelo de simulación de flujo de producción acertado. El método de modelamiento más riguroso actualmente aplicado utiliza las Ecuaciones de Estado (EOS), partiendo de una descripción detallada de la composición del fluido y la asignación de ciertas propiedades para cada uno de sus componentes. Una aproximación más generalizada considera el fluido divido únicamente en tres fases: agua, crudo y gas, conocido como Black-Oil, donde generalmente solo se tiene en cuenta la solubilidad del gas en las dos fases líquidas, mientras el agua y el aceite se consideran completamente inmiscibles. El desarrollo de cualquiera de estos dos tipos de modelo se basa en el ajuste a pruebas PVT realizadas en laboratorio.

Los esfuerzos de modelado del fluido están generalmente relacionados con su propósito y las características del mecanismo de producción, de forma que frecuentemente la simulación de fenómenos a nivel de pozo y superficie (no así a nivel de yacimiento), suelen simplificarse por el uso de correlaciones empíricas basadas en el modelo Black-Oil, las cuales son de amplio uso y cuentan con numerosas propuestas de diferentes autores. Estas correlaciones pueden fallar de forma crítica cuando son extrapoladas a condiciones de presión y temperatura diferentes a las de las pruebas experimentales. En este trabajo se presentan los resultados de una metodología para el ajuste fino mediante optimización de diferentes correlaciones para la predicción del comportamiento PVT de los fluidos de cuatro campos diferentes de Colombia, con características de crudo pesado (Campos Castilla y Chichimene) y otros más livianos (Campos Apiay y Yariguí,), cuyas gravedades API se encuentran entre 7-30 °. A la información experimental de prueba PVT se añaden además restricciones de comportamiento esperado y propiedades del fluido a condiciones de superficie, obteniendo expresiones que logran representar congruentemente fluidos de yacimiento en condiciones típicas operacional de un pozo productor, y que sirven no solo para los crudos ajustados sino también para crudos con propiedades similares, como por ejemplo del mismo campo

Pressure and pressure derivative analysis for asymmetry finite-conductivity fractured vertical wells

Freddy Humberto Escobar, Alfredo Ghisays-Ruiz, Cristhian Eduardo Caicedo — vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

Many researchers have developed equations to characterize hydraulic fractures assuming they are symmetrical with respect to the well, since symmetrical fractures are less likely to occur. Therefore, since there is no direct analytical methodology that allows an adequate interpretation using the pressure derivative function to determine the fracture asymmetry, the position of the well with respect to the fracture, fracture conductivity and half-fracture length. For this reason, the TDS methodology that uses characteristic lines and points found in the pressure and derivative log-log graphs is presented here to develop analytical equations used to determine in a simple, practical and exact way the aforementioned parameters. The technique was satisfactorily verified with synthetic problems.

Evaluación de procesos necesarios para captación y/o almacenamiento de CO2 como una medida de reducción al impacto ambiental

Lizbeth Alejandra Barajas Hernández, Emerson Albeiro Sierra Castellanos — vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

La captura de CO2 se ha convertido en un reto, sin embargo existen diferentes métodos que conllevan a minimizar la cantidad de emisión de dióxido de carbono al medio ambiente y son amigables con el mismo. Haciendo alusión a los métodos existen diferentes tipos, desde físicos, químicos, hasta biológicos; dentro de estos encontramos los “cultivos de microalgas”. Las microalgas son microorganismos que crecen muy rápido y se caracterizan por tener facilidad para fijar dióxido de carbono con mayor rapidez que otros sistemas biológicos. Por lo tanto es necesaria la optimización de un ambiente que sea apto para el desarrollo de estos microorganismos.

El método se basa en evaluar el comportamiento de los microorganismos en la captura de CO2, variando las concentraciones de nutrientes como el fósforo y/o el nitrógeno bajo determinadas condiciones, para establecer cuál es la concentración óptima para una eficaz captura de CO2. Por medio del software statistica versión 7, que establece estimados estadísticos, gráficas, tablas, resaltando cuál de los nutrientes tendrá una mayor incidencia en el microorganismo. Así con la producción de biomasa y los resultados obtenidos diferenciar este método de captura con respecto a los demás existentes para este propósito, cuya principal característica se enfoca en un menor consumo de agua y de energía. Finalmente generar un análisis de costo – beneficio para determinar la viabilidad del proyecto e incentivar su aplicación en la industria como una medida de mitigación al impacto ambiental.

Manejo del agua de producción para proyectos de gas en aguas profundas y ultra-profundas del Caribe Colombiano

vie, 15 dic 2017 00:00:00 -0500

El agua proveniente de pozos de gas tiene un alto grado de toxicidad al igual que el agua asociada a pozos de petróleo. En este artículo se muestra una relación de los contaminantes asociados al agua de producción provenientes de campos de gas y los posibles impactos ambientales ocasionados por su vertimiento al océano. Igualmente, se mencionan las distintas regulaciones internacionales que rigen el vertimiento del agua de producción al mar y las tecnologías que se han desarrollado para la remoción de los contaminantes. Como resultado del estudio se muestran algunos sistemas de tratamiento de agua avanzado aplicados a campos de gas que podrían reducir el impacto ambiental en los ecosistemas marinos del Caribe Colombiano.

Estimación de saturaciones in-situ durante experimentos de inyección de fluidos usando tomografía computarizada de rayos X

Andrés F. Ortiz Meneses, Edwar Herrera Otero, Nicolás Santos Santos — mié, 16 ago 2017 00:00:00 -0500

La adquisición de imágenes de tomografía axial computarizada de rayos-X (TAC) durante los experimentos de inyección de fluidos, permite monitorear el movimiento de los fluidos dentro del medio poroso y realizar análisis cuantitativos y semicuantitativos, que sirven para una mejor interpretación de los fenómenos que se estudian en laboratorio. Este trabajo presenta el procedimiento a seguir y los equipos y consideraciones necesarias para la correcta adquisición e interpretación de estas imágenes durante las diferentes pruebas de laboratorio. Posteriormente, se presenta el desarrollo de un experimento de inyección de fluidos y se analiza la exactitud de los resultados obtenidos por medio de la interpretación de las imágenes y sus posibles aplicaciones. Los resultados muestran una buena concordancia entre las saturaciones estimadas por medio de la TAC y las obtenidas por medio del balance de materia.

Efeito da salinidade na tensão interfacial do sistema óleo/agua em condições isobáricas e incremento gradual da temperatura

Camilo Andrés Guerrero Martin, Erik Montes Páez — mié, 16 ago 2017 00:00:00 -0500

O estudo da tensão interfacial é importante devido a que define os principais parâmetros nos processos de recuperação avançada de petróleo. O artigo procura determinar experimentalmente as características específicas dos reservatórios carbonados e o comportamento da tensão interfacial em sistemas contaminados com carbonato de cálcio e cloreto de sódio e as características específicas dos reservatórios carbonados. O trabalho foi desenvolvido no equipamento Drop Shape Analyzer DSA 100HP e foram propostas duas configurações do sistema n-alcano/água (a primeira com fluidos puros e a segunda com cloreto de sódio dissolvido na água com uma concentração de 3%). Em quanto às condições de operação, foram realizadas a pressão atmosférica constante e quatro temperaturas diferentes, Os resultados obtidos foram processados mediante análise estatístico. Foram obtidas duas equações de reta onde em um dos casos se conseguiu um ajuste ótimo com dados obtidos na literatura e modelos numéricos, entanto, através das correlações evidenciou-se uma significativa diferença dentre ambos sistemas, mostrando assim que o sistema
que contem salmoura apresenta menor valor de tensão interfacial.

Transporte de crudo pesado por oleoducto usando el método de dilución: Un enfoque práctico para modelar la caída de presión y la precipitación de asfaltenos

mié, 16 ago 2017 00:00:00 -0500

El petróleo pesado tiene serias dificultades para ser transportado por el oleoducto sin una eficiente reducción de la viscosidad, es así, que algunos métodos han sido usados en orden de hacer fluir más fácilmente este crudo, en este caso mezclando el crudo pesado con otro hidrocarburo más liviano puede resultar en una viscosidad óptima que depende de la concentración, caudal de bombeo y de las respectivas densidades y viscosidades de los fluidos básicos.Este trabajo fue hecho sobre un crudo pesado (14.1 API) el cual es producido y transportado por ECOPETROL S.A. en el campo Mansoya ubicado en Colombia. Este crudo tiene una alta viscosidad y gran contenido de asfaltenos provocando complicaciones para su transporte en un oleoducto que tiene una longitud aproximada de 35,7 Km debido a sus propiedades físico-químicas y los elementos técnicos disponibles en la zona de estudio. En vista de su viscosidad, este estudio aplicó el método de dilución el cual consiste en reducir la viscosidad del crudo pesado mezclándolo con otro crudo liviano o diluyente. Para este análisis se hicieron pruebas en el laboratorio donde se midió la gravedad API y la viscosidad para el crudo Mansoya y sus diferentes mezclas utilizando 3 diluyentes. Con los datos experimentales de las diferentes mezclas, se simuló con la ayuda de softwares tanto el comportamiento mecánico del fluido como el de la precipitación de asfaltenos en el oleoducto. Luego de hacer esta simulación, se elige la concentración de mezcla óptima del crudo Mansoya para cada diluyente, de tal forma que cumpla con los requerimientos técnicos.