Metodología para la formulación de proyectos de recuperación química mediante analogías

  • Piter Andrés Vega Vanegas Universidad Surcolombiana
  • Teddy Yulian Zuñiga Ruiz Universidad Surcolombiana
  • Freddy Humberto Escobar Macualo
  • Camilo Andres Guerrero Martin Universidad Federal de Rio de Janeiro

Resumen

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.

Palabras clave: Analogía, recuperación química mejorada de petróleo, base de datos, costa afuera

Descargas

La descarga de datos todavía no está disponible.

Citas

Alarcón, J. E., y Navarro, S. A. (2014). Diseño del Completamiento y del Sistema de Levantamiento Artificial en un Pozo Con Recobro por Combustión In-Situ Mediante Analogías. Bucaramanga, Colombia: Universidad Industrial de Santander.
2. Araujo, Y. C., & Araujo, M. (2018). Polymers for application in high temperature and high salinity reservoirs–critical review of properties and aspects to consider for laboratory screening. Revista Fuentes, 16(2).
3. Aya, C. L. D., Guardia, V. M. D., Toro, G. A. M., García, R. H. C., & Pérez, H. I. Q. (2018). Metodología para la priorización de tecnologías emergentes de recobro mejorado químico. Revista Fuentes, 16(2).
Díaz, R. J., Navarro, S. F. M., & Tavera, C. P. S.
(2007). Modelo estadístico para la realización de analogías orientadas a procesos de recobro mejorado. Revista Fuentes, 5(1).
5. Dovan, H. T., Hutchins, R. D., y Terzian, G. A. (1990). Dos Cuadras Offshore Polymer Flood. Society of Petroleum Engineers. SPE-20060-MS.
6. Han, M., Xiang, W., Zhang, J., Jiang, W., y Sun, F. (2006). Application of EOR Technology by Means of Polymer Flooding in Bohai Oilfields. Society of Petroleum Engineers. SPE-104432-MS.
7. Hernandez, F. A. T., Niño, J. C. L., & Moreno, R. L. (2018). Effects of salts and temperature on rheological and viscoelastic behavior of low molecular weight HPAM solutions. Revista Fuentes, 16(1), 19-35.
8. Jiménez, A. M. (2009). Análisis e Interpretación de Yacimientos Sometidos a Inyección de Químicos (Surfactantes, Polímeros y Miscelares) Mediante Analogías. Bucaramanga, Colombia: Universidad Industrial de Santander.
9. Jones, C., Ross, M., Getliff, J., Fuller, M., Hiscox, I., y Mandracchia, F. (2015). Captain Field Injector Performance, Historical Perspective and Recent Improvements. Society of Petroleum Engineers. SPE-174183-MS.
10. Lazzarotti, M., Rimoldi, A., Clementi, A., Mawad, M., y Abd Elrahman, M. (2017). Belayim Land - Polymer Injection Pilot Project. Offshore Mediterranean Conference. OMC-2017-722.
11. López, D. A., León, J. M., Cabrera, F., & Manrique, E. (2017). Evidences of CDG formation and possible interpretations of core flood studies. Fuentes: El reventón energético, 15(2), 31-47.
12. Molano, A. M. J., Navarro, S. F. M., & Díaz, R. J. (2014). Metodología para el diseño de baches en un proceso de inyección de polímeros para recobro mejorado, considerando fenómenos de interacción roca/fluidos. Fuentes: El reventón energético, 12(2), 6.
13. Morel, D. C., Zaugg, E., Jouenne, S., Danquigny, J. A., y Cordelier, P. R. (2015). Dalia/Camelia Polymer Injection in Deep Offshore Field Angola Learnings and In Situ Polymer Sampling Results. Society of Petroleum Engineers. SPE- 174699-MS.
14. Osterloh, W. T. (1998). Polymer Transport and Theological Properties for Polymer Flooding in the North Sea Captain Field. Society of Petroleum Engineers. SPE-39694-MS.
15. Palacio, C. A. (2010). Evaluación de Yacimientos Prospectos para la Implementación de Procesos De Combustión In Situ Mediante Analogías. Bucaramanga, Colombia: Universidad Industrial de Santander.
16. Paris de Ferrer, M. (2001). Inyección de agua y gas en yacimientos petrolíferos. Maracaibo, Venezuela: Ediciones Astro Data SA.
17. Pinto, M. S., Herrera, D. M., & Angarita, J. C. G. (2018). Production optimization for a conceptual model through combined use of polymer flooding and intelligent well technology under uncertainties. Revista Fuentes, 16(1), 37-45.
18. Reid, B. E., Høyland, L. A., Olsen, S. R., y Petterson, O. (1996). The Heidrun Field - Challenges in Reservoir Development and Production. Offshore Technology Conference. OTC-8085-MS.
19. Selle, O. M., Fischer, H., Standnes, D. C., Auflem, I. H., Lambertsen, A. M., Svela, P. y Melien. (2013). Offshore Polymer/LPS Injectivity Test with Focus on Operational Feasibility and Near Wellbore Response in a Heidrun Injector. Society of Petroleum Engineers. SPE- 166343 -MS.
20. Sun,
G., Crouse, B., Freed, D. M., Xu, R., Bautista, J., Zhang, R., ... & Dressler, M. (2018). Polymer flooding–Does Microscopic Displacement Efficiency Matter?. Revista Fuentes, 16(2).
21. Toro, G. M., Herrera, J. J., Orrego, J. A., Rojas, F. A., Rueda, M. F., & Manrique, E. J. (2018). Effect of ionic composition in water: oil interactions in adjusted
22. Xiang, W., y Zhou, W. (2011). Field Experience of Produced Polymer Control in Offshore Oilfield. Society of Petroleum Engineers. SPE- 144277-MS.
Publicado
2018-12-20