Vol. 17 No. 2 (2019): Fuentes, el reventón energético
Articles

Selection of fields for the implementation of solar EOR as a thermal process of improved recovery in Colombia

Martha Patricia Medina Casas
Universidad Surcolombiana
Angélica María Gutiérrez Ramírez
Universidad Surcolombiana
Maria Patricia Amorin Figueroa
Universidad de Oriente
Freddy Humberto Escobar Macualo
Universidad Surcolombiana
Camilo Andrés Guerrero Martin
Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Published 2019-06-30

Keywords

  • thermal recovery,
  • continuous steam injection,
  • direct normal irradiation (DNI),
  • concentration of solar energy,
  • power generation,
  • natural gas
  • ...More
    Less

How to Cite

Medina Casas, M. P., Gutiérrez Ramírez, A. M., Amorin Figueroa, M. P., Escobar Macualo, F. H., & Guerrero Martin, C. A. (2019). Selection of fields for the implementation of solar EOR as a thermal process of improved recovery in Colombia. Fuentes, El reventón energético, 17(2), 27–37. https://doi.org/10.18273/revfue.v17n2-2019004

Abstract

Solar EOR technology currently plays an important role in the combination of EOR technologies for thermal recovery processes with continuous steam injection; since, instead of burning natural gas to produce steam, Solar EOR involves the use of solar energy concentration technology (CSP) to produce steam. The mechanism of operation consists in installing parabolic mirrors protected by a greenhouse, which reflect and concentrate the sunlight in the receivers that collect solar energy and then turn it into heat. The heat is used to produce steam from the water; Solar EOR can generate the same quality and temperature of steam as natural gas. In Colombia there are areas of interest where oil fields meet the criteria of the petrophysical properties of fluids and the deposit, as well as the direct normal irradiation (DNI) necessary for the installation of this technology, therefore, the use of Solar EOR could reduce the demand that natural gas is required for EOR, which can be redirected to other economic activities such as power generation, water desalination and as raw material and energy for industrial processes. The work seeks to select the candidate fields for the application of this technology.

Downloads

Download data is not yet available.

References

Agencia Nacional de Hidrocarburos. (2018). Producción fiscalizada de petróleo por campo en superficie (barriles promedio por día calendario - bpdc). Bogotá, Colombia.: ANH. Recuperado de http://www.anh.gov.co/

Almeida, M., & Tovar, J. V. (2016). Evaluación de los mecanismos de recuperación térmica para aumentar el factor de recobro del crudo pesado y extrapesado en la faja petrolífera del Orinoco “Hugo Chavez Frias” (tesis de pregrado). Universidad Nacional Experimental Politécnica de la Fuerza Armada Nacional Bolivariana, San Tomé, Venezuela.

Alvarado, D., Bánzer S. C., & Rincón, A. (Ed.). (2002). Recuperación Térmica de Petróleo, Caracas, Venezuela.

Ardila, C. A., & Barrera, C. D. (2016). Evaluación técnico – financiera de compatibilidad de secuestrantes de H2S en fluidos de perforación y completamiento en operaciones del campo jazmín mediante pruebas de laboratorio (Trabajo de grado). Fundación Universidad de América, Bogotá, Colombia.

Ardila, K., Rodríguez, R., Muñoz S., & Rodríguez A. (2015). Uso de un solvente como alternativa para mejorar la inyección cíclica de vapor en un yacimiento de crudo pesado móvil. Revista fuentes: el Reventón energético, 13(1), 33-45.

Barrero, D., Pardo, A., Vargas, C., & Martínez J. (2007). Colombian Sedimentary Basins: Nomenclature, Boundaries and Petroleum Geology, a New Proposal. Bogotá, Colombia.: ANH. Recuperado de http://www.anh.gov.co/Informacion-Geologica-y-Geofisica/Cuencas-sedimentarias/Documents/colombian_sedimentary_basins.pdf

Benavides, H. O., Simbaqueva, O., & Zapata, H. J. (2017). Atlas de radiación solar, ultravioleta y ozono de Colombia. Bogotá D.C., Colombia.: Atlas IDEAM. Recuperado de http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasRadiacion.html

Bustos, S. M., & Angarita, W. Y. (2013). Aplicación de la tecnología visbreaking para el mejoramiento del crudo del campo Jazmín (trabajo de grado). Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, Colombia.

Carpenter, C. (2014). Downhole Electrical Heating for Enhanced Heavy-Oil Recovery. Journal of Petroleum Technology, 66(03), 132-134. doi: 10.2118/0314-0132-JPT

Chilingar, G. V., & Yen, T. F. (1984). Enhanced Recovery of Residual and Heavy Oils (Second Edition), edited by M. M. Schumacher, Noyes Data Corporation, Park Ridge, NJ, 1980. 389. Energy Sources, 7(4), 403-418. doi: 10.1080/00908318408908095

Choudry, S. A., Müller, S., Alber, U., Riedel, F., & Landgrebe, D. (2018). A Multidimensional Assessment and Selection Methodology: Optimized Decision-making of Joining Technologies in Automobile Body Development. Elsevier Procedia Manufacturing, 21, 281-288. doi: 10.1016/j.promfg.2018.02.122

Dong, X., Liu, H., Wu, K., & Chen, Z. (2018). EOR potential in the post steam injection era: Current and future trends. SPE Improved Oil Recovery Conference. doi: 10.2118/190195-MS

Escobar, Y. A. (2011). Evaluación del completamiento de subsuelo para la inyección de vapor y el sistema de levantamiento artificial en los pozos del campo Jazmín orientada a la reducción del lifting cost (tesis de especialización). Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, Colombia.

Farouq, S. M., & Bayestehparvin, B. (2018). Electrical Heating – Doing the Same Thing Over and Over Again …. SPE Canada Heavy Oil Technical Conference. doi: 10.2118/189724-MS

Fonseca, J. M., & Sánchez, M. A. (2017). Evaluación de la inyección localizada de vapor con la técnica huff and puff para ocho pozos en el campo Teca-Cocorná mediante simulación numérica (trabajo de grado). Fundación Universidad de América, Bogotá, Colombia.

Garzon, F. C. Y., & Navarro, S. F. M. (2011). Una nueva mirada a la combustión in-situ: Tratando de romper un viejo paradigma. Revista Fuentes, 9(1).

Gil, C. O. (2018). Análisis técnico para determinar las fallas de las bombas de subsuelo del sistema de bombeo mecánico ocasionado por la inyección cíclica de vapor en el campo Moriche de Mansarovar Energy LTDA (trabajo de grado). Universidad Industrial de Santander, Bucaramanga, Colombia.

Guerra, J. J., & Grosso, J. L. (2005). Segregated In-Situ Combustion Process (SISC) y Toe to Heel Air Injection (THAI), alternativas potenciales de recobro mejorado en campos Colombianos de crudo medio y pesado. Paper ACIPET, Articulo elegido por el Comité Técnico para presentación en el XI Congreso Colombiano de Petróleo y gas, organizado por ACIPET. Bogotá D.C, Colombia.

Gupta, S., Guédez, R., & Laumert, B. (2017). Market potential of solar thermal enhanced oil recovery-a techno-economic model for Issaran oil field in Egypt. AIP Conference Proceedings, 1850(1)1850, 190001. doi:10.1063/1.4984573

IRENA, R. E. S. (2015). International Renewable Energy Agency. Renewable Energy Target Setting, Abu Dhabi, UAE.

Jha, A. K, Joshi, N., & Singh, A. (2011). Applicability and assessment of micro-wave assisted gravity drainage (MWAGD) applications in Mehsana heavy oil field, India. SPE Heavy Oil Conference and Exhibition. doi: 10.2118/149591-MS

Liu, M., & Zhao, G. (2013). A performance comparison study of electromagnetic heating and SAGD process. SPE Heavy Oil Conference – Canada, 3, 2119-2129. doi: 10.2118/165547-MS

Liu, Y., Gao, L., Wen L., & Zong, B. (2009). Recent advances in heavy oil hydroprocessing technologies. Recent Patents on Chemical Engineering, 2(1), 22–36. doi: 10.2174/2211334710902010022

Márquez, D. S. (2016). Recuperación mejorada mediante el uso de energía geotérmica (tesis de pregrado). Universidad Autónoma de México, Ciudad de México, México.

Naranjo, P. A. L., Correa, D. L. B., Navarro, S. F. M., & Rodriguez, A. O. (2015). Inyección de vapor en medianos. recuperación y rentabilidad. Revista Fuentes, 13(1), 21-31.

Navarro, S. F. M., Olivares, C. A. P., & Becerra, E. M. T. (2008). Procesos de desplazamiento miscibles y su incidencia en el comportamiento de la inyección de vapor. Revista Fuentes, 6(2).

Pardo, D. F. (2015). Implicaciones de un Sector Petrolero inactivo. CAMPETROL Cámara Colombiana de bienes y servicios petroleros. Recuperado de http://campetrol.org/wp-content/uploads/noticias/boletin/ESTUDIO-01_Implicaciones-sector-petrolero-inactivo.pdf

Rodríguez, A., Palma, J., & Muñoz, S. (2016). Drenaje gravitacional asistido Con vapor, SAGD, aplicado a yacimientos de crudos pesados. Revista Fuentes: El Reventón Energético, 14(1), 35-42. doi: https://doi.org/10.18273/revfue.v14n1-2016003

Schlumberger. (2018). Teor. Schlumberger. Recuperado de: https://www.glossary.oilfield.slb.com/es/Terms/t/teor.aspx

Sierra, D. M., & Navarro, S. M. (2008). modelo analítico para inyección continua de vapor en yacimientos estratificados de crudo pesado. Revista Fuentes, 6(1).

Sierra, D. M., Navarro, S. F. M., & Tavera, C. P. S. (2006). Simulación de un piloto de inyección continua de vapor usando pozos horizontales. Fuentes: El reventón energético, 4(2), 2.

Souza, T. M. D., & Canto, M. A. R. D. (2004). Sistema de monitoramento de fontes de energias renováveis. Procedings of the 5th Encontro de Energia no Meio Rural.

Venera, A. M. P., Tarazona, M. C. A., Castelblanco, A. X. R., & Martínez, S. F. M. (2017). Técnicas para el mejoramiento de la inyección continua de vapor. Revista Fuentes, 15(1), 109-117.

Vidal, E. A. & Fontalvo, C. A. (2018). Alternativa para la generación de gas natural sintético a partir de una fuente de energía renovable mediante tecnología "Power to Gas" en Colombia. Revista Fuentes: El reventón energético, 16(1), 71-79. doi: 10.18273/revfue.v16n1-2018006

Vogel, W., & Kalb, H. (2010). Large-scale solar thermal power: technologies, costs and development. John Wiley & Sons