Revista Fuentes

Hoja bandera

2018-08-24T13:52:28-05:00

Contenido

2018-07-24T21:30:03-05:00

Un paso adelante

2018-07-24T21:30:03-05:00

Tiempo no productivo en pozos de dos secciones, caso de estudio Ecuador

2018-08-06T15:04:04-05:00

Con los costos actuales de los servicios de perforación y un mercado totalmente inestable que ha ubicado al precio del barril de petróleo en sus niveles más bajos en la última década; resulta imperativo minimizar cualquier evento que retrase el avance de perforación de un pozo. La propuesta de implementar una herramienta de planificación desarrollada a partir de los resultados de la investigación brindará a ingenieros y operadores un recurso que contribuirá a terminar un pozo dentro de los plazos establecidos con apego al presupuesto, culminando de manera exitosa cada pozo, con campañas de perforación cada vez más cortas y con un retorno sobre la inversión más alto al poner a producir los pozos en menor tiempo. Como resultado del trabajo se expone el impacto económico de los eventos no planificados.

Efectos de sales y temperatura en el comportamiento reológico y viscoelástico de soluciones de HPAM de bajo peso molecular

2018-08-06T15:05:48-05:00

La poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM) es el polímero sintético más usado en actividades de recuperación mejorada de petróleo (EOR). El peso molecular del HPAM tiene una relación directa con el tamaño molecular y la permeabilidad del medio poroso a través del cual será inyectado el polímero. La inyección de polímero ha sido reportada en procesos EOR en diferentes formaciones geológicas, salinidades y temperatura. Este trabajo foca en investigar los efectos de diferentes sales y la temperatura sobre el comportamiento reológico y viscoelástico de soluciones poliméricas para formaciones de baja permeabilidad. Conocer el comportamiento reológico es de vital importancia para evaluar la mejora de la razón de movilidad de los fluidos, mientras que las propiedades elásticas están asociadas con una adicional movilización de petróleo. Por estas razones, se desarrolló un estudio experimental usando Flopaam 3230S bajo dos temperaturas y tres composiciones de salmuera diferentes. Las curvas de flujo muestran una reducción significativa de la viscosidad con el aumento de la concentración de especies iónicas, reduciendo el tamaño hidrodinámico del polímero. La ley de Ostwald-de Waele y el modelo de Carreau-Yasuda fueron usados para describir las propiedades reológicas de las soluciones. La variación de viscosidad respecto a la temperatura fue estudiada y ajustada según la ecuación de Arrhenius. Respecto a las propiedades viscoelásticas, comparando las diferentes soluciones poliméricas fue observada la reducción de la región viscoelástica línear (LVR) a medida que se incrementa la temperatura y la concentración de iones divalentes, así como cuando las soluciones son más diluidas. El modulo viscoso es predominante para todas las soluciones. Estos resultados contribuyen al diseño de soluciones poliméricas de bajo peso molecular útiles para formaciones de baja permeabilidad en condiciones de salinidad con alto contenido de iones divalentes.

Optimización de la producción para un campo conceptual a través del uso combinado de inyección de polímero y tecnología de pozo inteligente

2018-09-07T10:48:33-05:00

Con el fin de mitigar las altas heterogeneidades presentes en los yacimientos y la diferencia de movilidad de los fluidos, la industria petrolera ha desarrollado metodologías y tecnologías a nivel de yacimiento conocidas como métodos de recobro, y a nivel de pozo como el sistema de completamiento inteligente. La inyección de polímero es un método que mejora la eficiencia de barrido con el fin de contactar la mayor cantidad posible de hidrocarburos a los pozos productores, mientras que la tecnología de pozo inteligente permite administrar el flujo de fluidos en el pozo y de esta manera, reducir la producción de agua y los costos que implica. Este trabajo tiene como objetivo estudiar el cambio en el comportamiento de la producción debido a la implementación en paralelo de la inyección de polímero y la tecnología de pozo inteligente por medio de simulaciones de un yacimiento conceptual, gestión de riesgo y análisis de incertidumbre económica y geológica. Así mismo, se estableció la rentabilidad generada como principal criterio de comparación, bajo un régimen fiscal brasilero simplificado. Se verificó el mayor incremento en la rentabilidad del proyecto a causa del uso combinado de ambas tecnologías.

Modelo matemático para determinar presión permitida de pérdidas de filtrado de lodo controladas

2018-08-06T15:05:55-05:00

Durante una perforación es de gran importancia tener una ventana de estabilidad lo más precisa posible para evitar problemas como colapso del pozo, influjos, pérdidas de circulación o de filtrado, entre otros. Aunque la geomecánica permite determinar una densidad óptima, en la realidad pueden existir formaciones permeables por las cuales pueden ocurrir pérdidas de filtrado considerables lo cual aumenta los costos. En literatura existe un modelo matemático que proviene de la ley de continuidad, una ecuación de estado y una ecuación de flujo (Darcy) el cual es utilizado en análisis de pruebas de presión, analizando la presión necesaria para tener flujo de la formación hacia el pozo. El objetivo de esta investigación es demostrar que este modelo se
puede implementar para estimar la presión permitida del lodo durante la perforación y controlar el filtrado del este fluido hacia la formación para de esta forma, adicionar una nueva curva a la ventana de estabilidad. Para lograr tal objetivo se utilizaron modelos y correlaciones y se dio un estimado de las propiedades de la formación en función de la profundidad y con un caudal máximo permitido de pérdidas de filtrado, se determinó la presión adicional a la presión de formación con la cual se puede perforar sin presentar grandes pérdidas de filtrado disminuyendo los costos. Finalmente, se hizo un análisis de sensibilidad concluyendo que la permeabilidad y la viscosidad, son las variables más importantes del modelo.

Estudio de la acuatermólisis catalítica en procesos de upgrading de crudos pesados como método complementario en el recobro térmico de hidrocarburos

2018-08-06T15:05:59-05:00

La densidad y viscosidad es la propiedad que diferencia el petróleo liviano del pesado y extrapesado; el petróleo pesado y extrapesado contiene más constituyentes indefinidos químicamente (resinas y asfaltenos) que uno que tenga más constituyentes puros (saturados y aromáticos). En la inyección de vapor se reduce la viscosidad en un 97%; además, la implementación de vapor de agua también cambia la composición debido a reacciones químicas entre el vapor de agua, los compuestos orgánicos del petróleo, los minerales y catalizadores, logrando un cambio de la estructura molecular del petróleo, este proceso es definido como acuatermólisis catalítica. Las reacciones de acuatermólisis catalítica son: pirolisis, hidrolisis, reacción de gas al agua (W.G.S. por sus siglas en inglés), hidrodesulfuración (HDS), hidrodesnitrogenación (HDN) e hidrodesoxigenación (HDO). El uso de catalizadores metálicos y donadores de hidrógeno presentan un efecto sinérgico, además 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 utilizó como complemento a la tecnología de inyección cíclica de vapor, mostrando reducciones en la viscosidad del 80%.

Alternativa para la generación de gas natural sintético a partir de una fuente de energía renovable mediante tecnología “Power to Gas” en Colombia

2018-08-06T15:06:01-05:00

La actualidad de la industria de los hidrocarburos gaseosos en Colombia en torno a, la disminución de reservas y el consumo creciente de gas natural en el país, la disminución en la relación reservas/consumo, conlleva a una futura incertidumbre sobre las perspectivas energéticas en el mercado del gas natural. Es por esto, que el país está incursionado en sectores alternos, los cuales buscan brindar una solución a esta problemática, permitiendo así, la innovación en otras áreas.
La tecnología Power to Gas (PtG) transforma la energía eléctrica provenientes de fuentes renovables en energía química a través de la electrólisis. El producto obtenido de la electrólisis es el hidrógeno, que posteriormente es utilizado en la metanación para la producción de metano sintético.

El gas sintético obtenido a través del proceso Power to Gas, tiene la ventaja de poder ser usado con funciones semejantes a la del gas natural existente y así mismo puede ser comprimido, almacenado o inyectado en redes de transporte y distribución de gas natural. PtG es una alternativa para la generación de gas, basado en el mediano a alto desarrollo en sistemas denominados “limpios”.

Selección de pozos candidatos a fracturamiento hidráulico en el campo Gustavo Galindo Velasco

2018-08-06T15:06:03-05:00

El Campo Gustavo Galindo Velasco ubicado en la provincia de Santa Elena, ha comenzado a mostrar signos de envejecimiento o madurez, denominándose campo maduro debido a la reducción de la presión del yacimiento, lo que ocasiona una disminución en la producción de los pozos.

El fracturamiento hidráulico es una técnica de estimulación que permite obtener, mediante la creación de fracturas o canales que mejoran la interconexión de la permeabilidad en la formación, el aumento de la conductividad y el área de flujo de los fluidos hacia el pozo, incrementando su producción y prolongando la vida de los campos maduros.

En la actualidad, para emplear esta técnica de estimulación, es necesario realizar un análisis investigativo del historial de producción y reacondicionamiento efectuados en cada pozo, estimación de sus reservas, interpretación de registros eléctricos, calidad del cemento y diseño de fractura.

Los resultados obtenidos de la investigación, permiten aproximar el incremento de la producción después de efectuar el fracturamiento hidráulico en los pozos seleccionados y el análisis económico respectivo del proyecto, mediante el uso de los indicadores de rentabilidad.

Aspectos de la perforación de pozos complejos en piedemonte en tiempos de crisis

2018-08-06T15:06:06-05:00

El agotamiento de los yacimientos convencionales y los retos que implica para la ingeniería son evidentes. En el piedemonte colombiano la tendencia ha sido clara: En los últimos 3 años se han perforado los pozos más profundos con 20808 ft y 20300 ft. Esta profundidad parece ser demasiado, pero en realidad el número no es suficiente para representar lo grande del reto. Los desarrollos de ingeniería en torno a esta operación y la madurez organizacional alcanzada por la compañía operadora a través de curvas de aprendizaje complejas han reducido significativamente el impacto negativo de estos retos al desempeño de los proyectos. No obstante, a la cantidad de problemas de ingeniería que se requiere manejar, se adicionan las fluctuaciones económicas, políticas y sociales y todas sus causas, tal como la crisis petrolera que inició en 2014. La pregunta que surge es: ¿Cómo perforar pozos profundos en tiempos de crisis?

Las decisiones de mitigación tomadas por gerentes de estrategia implican planeación y ejecución de proyectos optimizando los recursos tanto como sea posible. Esta optimización es un reto más para adicionar a la lista, debido a que su aplicación requiere cuidado especial. Optimización no significa reducir costos a expensas de los beneficios del personal, la calidad o el aseguramiento de los pozos.Significa reducir costos estratégicamente y esto requiere análisis detallados de pozos de correlación y estudio de sensibilidades de las optimizaciones propuestas. Este es la razón por la cual en el piedemonte colombiano los análisis What-if, la capitalización de las lecciones aprendidas y los análisis de riesgos se fundamentan en modelos de planeación robustos. Tal vez perforar a través de capas de carbón ha sido uno de las operaciones más retadoras en el Piedemonte. Sin embargo, la meta ya no es perforar capas de carbón
intercaladas o invertidas, es hacerlo en tiempos de crisis.