Escuela de Ingeniería de Petróleos

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Determinacion de la presion promedia en yacimientos naturalmente fracturados, utilizando la tecnica de sintesis directa de tiab
(Universidad Industrial de Santander, 2004) Molina Bohorquez, Miguel Danilo; Escobar Macualo, Freddy Humberto
La determinación de la presión promediaP, es requisito indispensable en cualquier estudio de ingeniería de yacimientos o producción, especialmente en lo que se refiere a la caracterización, estimación de reservas y pronósticos de producción del yacimiento y al diseño de pozos y facilidades de superficie del campo. Adicionalmente, los trabajos de mantenimiento o completamiento de pozos, también requieren del conocimiento de la presión promedia, P. Entre los métodos más usados para el cálculo de la presión promediaP, están los conocidos como Métodos Directos o Convencionales de MDH, MBH y Dietz - Ramey-Cobb entre otros, aplicados a yacimientos homogéneos y basados principalmente en la interpretación a partir de un gráfico semilog de presión versus tiempo. En la última década, se ha dado a conocer la Técnica de Síntesis Directa de Tiab- TDST, que permite interpretar pruebas de presión, en forma rápida, práctica y precisa, tomando como base la gráfica log-log de la derivada de presión versus. tiempo, sin utilizar ajuste por curvas tipo. Esta técnica permite obtener parámetros del yacimiento tales como la permeabilidad, el almacenamiento, el factor de daño, longitud media de fractura, área de drenaje y distancia a los límites, sin usar el tradicional gráfico de Horner. La TDST, utiliza ecuaciones analíticas directas, con base en la identificación apropiada de líneas y puntos característicos en el gráfico logarítmico antes mencionado. En el presente trabajo la técnica TDST es aplicada para la determinación de la presión promedia P a Yacimientos Naturalmente Fracturados - YNF, a partir de Build up test para un fluido en fase líquida (crudo), ligeramente compresible, de compresibilidad constante, para un pozo produciendo a caudal constante y localizado en el centro de un área de drenaje cerrada . Teniendo en cuenta lo anterior, se desarrolla una nueva solución matemática basada en los factores w y l, para la determinación de la P en YNF, para condiciones de régimen de flujo pseudoestable, de un pozo dentro de un yacimiento de tipo circular. Finalmente se desarrollan un ejemplo real y otro simulado para aplicar los métodos convencionales y la nueva solución desarrollada. Los ejemplos muestran que la nueva solución, es sencilla de aplicar y da resultados precisos al ser aplicada mediante el uso de la TDST a Yacimientos Naturalmente Fracturados - YNF, en comparación con los Métodos Convencionales.
Impacto de las reglamentaciones de la comision de regulacion de energia y gas al mercado de gas natural en el pais
(Universidad Industrial de Santander, 2005) Rodriguez Dominguez, Edwin Anibal; Ramirez, Ricardo
El mercado de gas natural ha tenido importantes avances en el país, este ha sido acompañado por las reglamentaciones dictadas por la CREG, pero no cuenta con un mercado competitivo para desregular los precios del gas natural. El documento hace una descripción del mercado y como lo afecta las reglamentaciones y el mercado como tal, también describe la posibilidad de exportación, ahora con la interconexión de las naciones latinoamericanas por gasoductos, este será un escenario favorable para su desarrollo. El documento hace una comparación entre otros mercados internaciones de gas natural, muestra como una regulación negativa de precios conlleva a la pérdida económica del estado y a la escasez del producto. También hay una descripción detallada del porque no se lograron las metas del plan nacional de masificación de gas natural, y da pautas de las políticas de Gobierno para alcanzar exitosamente estas metas. El desarrollo de la regulación en el país debe tener en cuenta los proyectos de exportación a futuro del gas natural, porque el mercado es muy sensible a cambios bruscos de la Política Regulatoria Binacional, mas en estos Estados de democracia frágil, donde impactan realmente es en la sociedad mas necesitada de combustibles económicos, seguros y amigables ambientalmente.
Ecuación generalizada para balance de materia en yacimientos naturalmente fracturados
(Universidad Industrial de Santander, 2008) Sandoval Merchán, Publio Alejandro; Calderon Carrillo, Zuly Himelda; Ordonez Rodriguez, Anibal
La complejidad asociada a las formaciones naturalmente fracturadas limita a los ingenieros de yacimientos a usar versiones simplificadas de la ecuación de balance de materia para determinar los hidrocarburos iniciales in situ y predecir el desempeño del yacimiento. Este trabajo presenta una nueva ecuación de balance de materia para yacimientos naturalmente fracturados, desarrollada al complementar el modelo matemático introducido por Peñuela et. al 2001, el cual considera el medio poroso compuesto por un sistema interdependiente de matriz y fracturas. Mediante la inclusión tanto del gas disuelto ŒRsŒ como del aceite volatilizado ŒRvŒ fue posible superar las grandes limitaciones del balance de materia en yacimientos naturalmente fracturados, resultando en una única ecuación de balance de materia la cual resulto aplicable al amplio rango de fluidos de yacimiento, incluyendo aceites volátiles y gases condensados. La ecuación propuesta es una extensión de las ecuaciones presentadas por peñuela et al 2001 y Niz et al 2004 en el manejo de los efectos composicionales del fluido en yacimientos naturalmente fracturados. La nueva ecuación se puede particularizar para llegar a las ecuaciones preexistentes bajo apropiadas condiciones de yacimiento. Se desarrollaron modelos sintéticos a fin de validar e ilustrarla aplicación de este método en yacimientos composicionales y no composicionales. Todos los trabajos previos convergen a este nuevo método. Esto ayudara a los ingenieros de yacimientos y de producción a decidir sobre estrategias de producción para estos yacimientos complejos.
Diseño de una metodología experimental para evaluación de permeabilidades relativas tres fases
(Universidad Industrial de Santander, 2008) Pérez Carrillo, Edgar Ricardo; Santos Santos, Nicolás; Zapata Arango, Jose Francisco
Este trabajo presenta una revisión crítica de los desarrollos experimentales y teóricos en el área de permeabilidad relativa tres fases, y propone una metodología estado no estable y una metodología estado estable, para evaluar experimentalmente permeabilidades relativas tres fases (agua, aceite, gas). Para lograr la medición de permeabilidades relativas tres fases estado no estable y estado estable a condiciones de yacimiento, se realizaron mejoras en el equipo de medición de permeabilidades relativas con separador trifásico, del laboratorio de análisis petrofísicos del Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol S.A. Las mejoras fueron dirigidas a lograr dos objetivos: modificar el equipo con el fin de obtener datos experimentales más confiables e interpretarlos apropiadamente. Se prestó especial atención a la medición del diferencial de presión y a las incertidumbres en las mediciones de saturación de fluidos en la muestra de roca. Se realizaron cinco corridas de laboratorio usando muestra de Berea y rocas del Piedemonte. Cuatro corridas fueron hechas en estado no estable y una en estado estable. Aceite mineral, salmuera, y nitrógeno fueron usados como fluidos de prueba. Se usaron las muestras: Berea 90 y dos muestras de roca del pozo Cupiagua Sur XZ-2 profundidades 16054.92™ y 16096.71™. Los resultados obtenidos experimentalmente de permeabilidad relativa al aceite fueron comparados, con los resultados de 16 modelos matemáticos. Finalmente usando el modelo ‚Full Field™ del campo Cupiagua Sur, se evaluó los efectos de los modelos de permeabilidad relativa tres fases Stone I, Stone II y IKU, sobre el comportamiento de producción del yacimiento Mirador.
Análisis del comportamiento de fases del fluido de yacimiento del campo cupiagua sur bajo el escenario de inyección de CO2, gas de separador y sus mezclas
(Universidad Industrial de Santander, 2008) Barrios Ortiz, Wilson; Santos Santos, Nicolás; Soto Tavera, Claudia Patricia
El campo Cupiagua Sur localizado en el Piedemonte Llanero Colombiano presenta diversas presiones de yacimiento, variación en las propiedades de fluidos y de los contactos. Las condiciones geológicas y termodinámicas combinadas (ejemplo, profundidades, altas temperaturas y de altas presiones, y una columna continua del hidrocarburo) implican un comportamiento de fases y unas propiedades PVT – presión, volumen y temperatura complejas. El desplazamiento con gas surge como una alternativa técnica muy prometedora de recobro mejorado de aceite para este yacimiento. Este estudio discute resultados de una investigación de laboratorio, que incluye los análisis PVT así como los estudios de hinchamiento, para determinar la conveniencia y eficacia de tres gases de inyección para la recuperación del aceite volátil. Los gases investigados son: un gas de separador - contiene 4.8 mol% de CO2, un gas de producción con un 50% de CO2 y 50% de gas del separador y CO2 puro. La gravedad del aceite volátil para el estudio experimental es de ~38° API. La descripción de sistema de hidrocarburos es un factor fundamental en el proceso de caracterización del yacimiento, en los cálculos de hidrocarburos iniciales y en la definición del plan de desarrollo del campo. Esta definición es especialmente relevante en estos yacimientos que contienen “fluidos complejos”, sistemas de hidrocarburos con características físicas altamente sensibles a la presión, temperatura y a los cambios composicionales. Este estudio presenta estudios experimentales de hinchamiento para conseguir una descripción actualizada de los fluidos, el cual es la llave para entender y obtener un modelo matemático para representar el comportamiento dinámico de los fluidos del yacimiento. El objetivo final de este trabajo es desarrollar la capacidad de pronosticar el comportamiento de los pozos para este campo volátil y definir las ventajas técnicas de la inyección del CO2. Esta capacidad se alcanza a través de un riguroso modelamiento composicional y la validación de los resultados de la ecuación (EoS) con datos disponibles del campo a través de una simulación completa del modelo del campo.
Modelo analítico para predecir el comportamiento de la inyección continua de vapor yacimientos estratificados de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2008) Mercado Sierra, Diana Patricia; Munoz Navarro, Samuel Fernando; Ordonez Rodriguez, Anibal; Perez Vega, Hector Hugo
La predicción del comportamiento de la inyección continua de vapor esfundamental para determinar la factibilidad de la utilización de este tipo deprocesos en campo. Una de las herramientas más valiosas con las que cuenta laingeniería de petróleos para evaluar la respuesta de un yacimiento a un proceso derecuperación son los modelos analíticos. En la actualidad no se dispone de un modelo analítico que prediga elcomportamiento de la inyección continua de vapor en yacimientos estratificados,con las características de los yacimientos del Magdalena Medio Colombiano. Por talrazón, surge la necesidad de plantear un nuevo modelo que tenga en cuenta lapresencia de intercalaciones de arcilla, en formaciones que están siendo sometidasa inyección continua de vapor. El desarrollo del modelo propuesto parte de modelos analíticos existentes, de loscuales se toman los principios físicos que gobiernan el flujo de calor y fluidos en elmedio poroso. La estructuración del modelo fue realizada en tres etapas quecomprenden la definición del sistema modelado, el desarrollo matemático y laevaluación de las expresiones obtenidas para el volumen de la zona calentada, laspérdidas de calor instantáneas y acumuladas, la tasa de producción y factor derecobro de aceite. Este modelo tendrá gran aplicabilidad en la industria puesto que permitirá evaluarcon mayor precisión y a bajo costo la factibilidad de usar la inyección continua devapor como método de recuperación mejorada. Por otra parte cabe resaltar que lautilización de la recuperación con vapor en nuestros yacimientos podría aumentaren alrededor del 20% sus factores de recobro de aceite: lo cual tendría un impactopositivo en la economía de proyectos en los que se implemente dicho proceso.
Determinación del umbral de cristalización de las parafinas en el crudo del campo colorado
(Universidad Industrial de Santander, 2008) Ariza León, Emiliano; Calvete G., Fernando Enrique
La precipitación y depositación de ceras parafínicas es un problema que ha afectado al Campo Colorado durante su vida productiva. El hecho de no conocer las condiciones y factores bajo las cuales se presenta el fenómeno de precipitación, ha dificultado la implementación de un método que brinde una solución adecuada. Mediante el presente trabajo de investigación se determinó a nivel experimental la envolvente de precipitación de parafinas del crudo del Col-25 perteneciente a las arenas B del Campo Colorado, con lo cual se deja caracterizado el estado termodinámico bajo el cual inicia el problema. Los resultados son comparados con modelos académicos y comerciales para la predicción de precipitación y se recomienda el tipo de modelo que mejor representa los factores de ocurrencia del fenómeno, el cual se debe ajustar para que represente el comportamiento del fluido. Además, se hace un pronóstico del inicio de cristalización de parafinas a las condiciones originales y actuales de las arenas B y de su incidencia en el aseguramiento de flujo; igualmente se hace inferencia sobre lo que puede pasar en las otras arenas. Finalmente, se plantea una metodología para el estudio del comportamiento de parafinas que se puede aplicar a campos recién descubiertos o en campos maduros. Con la determinación de la envolvente de precipitación de parafinas, se facilita la comprensión y análisis de las condiciones físicas y el estado termodinámico en que ocurre la precipitación y depositación de parafinas en el Campo Colorado, lo cual permitirá el estudio e implementación efectiva de métodos de prevención y remediación. En el estudio, también se encontró que además de la cristalización de parafinas en yacimiento se presenta precipitación de asfaltenos, por lo tanto se requiere hacer una evaluación del daño a la formación.
Modelamiento del efecto de la química de lodo sobre la resistencia a la comprensión de formaciones arcillosas
(Universidad Industrial de Santander, 2009) Corzo Rueda, Reinel; Calderon Carrillo, Zuly Himelda; Osorio Gallego, Jose Gildardo
Durante la perforación de pozos la roca es remplazada por un fluido cuya función principal es la de mantener el estado de equilibrio inicial de esfuerzos que existía antes de la perforación con el fin de llegar a la zona de interés en el menor tiempo posible sin generar problemas de estabilidad de pozo. La nueva condición mecánica instantánea impuesta por el lodo tan pronto el pozo se perfore puede hacer que la cara del pozo falle bajo tensión o compresión. A medida que transcurre el tiempo esta condición mecánica puede mejorar o empeorar dependiendo de la interacción química entre la formación y el lodo. Las formaciones arcillosas son las responsables de más del 90% de los problemas operacionales en la perforación debido a sus propiedades características (baja permeabilidad, Alta CIC, presencia de cargas eléctricas y minerales arcillosos) y a la alta reactividad con la fase acuosa del fluido de perforación. El presente trabajo está enfocado al estudio de estabilidad de la formación arcillosa Mugrosa y está compuesto de dos partes. La primera, es la generación de correlaciones a partir de parámetros de indentación para evaluar la resistencia a la compresión de la formación Mugrosa teniendo en cuenta el efecto de la interacción con fluidos salinos NaCl y KCl a diferentes concentraciones y tiempos de exposición. La segunda parte, corresponde al desarrollo de una herramienta software que tenga en cuenta la formulación acoplada de la interacción química lodo - formación arcillosa en términos de la variación de la presión de poro de la formación y las correlaciones de resistencia generadas. Los efectos combinados del cambio de la presión de poro y la resistencia de la formación en la ventana de estabilidad de pozo, serán analizados a partir de la aplicación al pozo T-43 el cual atravesó la formación arcillosa seleccionada.
Diseño conceptual del sistema de recolección de crudo extrapesado san Fernando
(Universidad Industrial de Santander, 2009) García Chinchilla, Cesar Augusto; Grosso Vargas, Jorge Luis
En el presente trabajo se presenta la evaluación de alternativas para la recolección de crudo extrapesado de 8°API. Esta evaluación se realizó calculando el comportamiento fluidodinámico de un pozo que actualmente produce este tipo de crudo en el campo Chichimene (Meta, COL). El comportamiento fluidodinámico relaciona las pérdidas de presión debido al flujo desde el pozo hasta el múltiple de producción. La alta viscosidad del crudo y la presencia de emulsiones directas W/O, hace necesario la aplicación de tecnologías de transporte para reducir los costos operativos del sistema de producción. El cálculo fluidodinámico es ajustado utilizando mediciones de laboratorio de propiedades PVT de los fluidos. También se realizaron medidas de la viscosidad de emulsiones directas W/O presentes en el pozo. Se observa que está viscosidad aumenta con el corte de agua hasta el punto de inversión de la emulsión, donde el agua pasa a ser la fase continua. Adicionalmente se realizaron medidas de laboratorio para ver la eficacia en la reducción de la viscosidad al diluir o al formar emulsiones inversas de crudo disperso en agua O/W. Esto aplicado a la recolección de crudo extrapesado de 8°API. Finalmente, como principal aporte del presente trabajo, se propone una metodología que permite calcular la viscosidad del fluido a partir de los cálculos de parciales de viscosidad del crudo muerto, del crudo vivo y de la mezcla líquida crudo y agua.
Evaluación técnica de la implementación de un proceso de inyección de agua en el campo lisama mediante simulación numérica de yacimientos
(Universidad Industrial de Santander, 2009) Rodríguez Paredes, Edwin; Santos Santos, Nicolás; Soto Tavera, Claudia Patricia
El campo Lisama se encuentra ubicado en la cuenca del valle medio del Magdalena, está en producción desde 1967, tiene actualmente alrededor de 160 pozos, pero su factor de recobro no supera el 12% del aceite original en el yacimiento y su producción va en declinación. Buscando incrementar la producción diaria del campo y aumentar el bajo factor de recobro se evaluó numéricamente el desempeño de un proceso de inyección de agua en los sectores norte y centro de la formación Mugrosa B del campo, obteniéndose producciones incrementales superiores a los 4,000,000 de barriles, usando 13 pozos inyectores a lo largo de 20 años de inyección y observándose un mantenimiento de presión constante a lo largo del proceso. Los pronósticos realizados fueron hechos con base en el ajuste histórico realizado a un sub-modelo de yacimiento de 400.000 celdas donde se incorporo una nueva variable de ajuste como es el coeficiente de Lorenz. Como aporte de innovación, cabe mencionar el estudio que se llevo a cabo para determinar el enfriamiento que sufre la formación, cuando agua es inyectada a temperatura ambiente en la cabeza del pozo. Observándose que la conductividad termal del agua de formación es la variable de yacimiento de mayor influencia sobre este comportamiento y que al inyectar agua a una tasa de 8 Bbls/Pie la temperatura caerá de 156 ° a 110°F en la cara del pozo inyector. Finalmente, se calcularon indicadores de rentabilidad para los escenarios planteados y se sensibilizaron parámetros de operación, como tasa, presión y temperatura de inyección con el fin de maximizar los recobros finales de aceite, obteniéndose así, tasas internas de retorno mayores al 45%, una relación costo beneficio de 1.3 y una recuperación de la inversión al cabo de 2.5 años.
Selección de un escenario óptimo de explotación para un sector del campo Tibú mediante análisis de incertidumbre y riesgo en la simulación de yacimientos
(Universidad Industrial de Santander, 2009) Carrero Suescun, Edwin Javier; Ordonez Rodriguez, Anibal; Ortiz Cancino, Olga Patricia
Los activos que maneja la industria petrolera requieren de inversiones de capital muy altas. Estas decisiones en la mayoría de los casos se hacen bajo condiciones de incertidumbre, lo que conduce a los riesgos. Por lo anterior, la descripción y uso de metodologías que permitan la toma de mejores decisiones, las cuales tengan en cuenta la incertidumbre en todos los componentes, ha tenido un incremento acelerado en los últimos años. En el presente proyecto se aplicaron los conceptos de análisis de incertidumbre y riesgo en la simulación de yacimientos, con el fin de seleccionar el escenario óptimo de explotación para un sector del campo Tibú. Para ello fue necesario inicialmente hacer un análisis de incertidumbre al modelo estático del reservorio con el fin de identificar y priorizar las variables de incertidumbre que más afectan el modelo de simulación. Posteriormente se realizó un ajuste histórico automático y probabilístico involucrando las variables de incertidumbre seleccionadas. Por último, se definió el escenario óptimo de explotación a partir de un proceso de optimización en condiciones de incertidumbre. Este proceso consiste en la definición de la función objetivo, las variables de decisión e incertidumbre y las restricciones. La aplicación de esta metodología permitió definir un escenario óptimo de explotación, que consiste en la reactivación e intervención de pozos productores e inyectores. Sin embargo, en todos los escenarios propuestos los valores de la función objetivo calculados por los modelos fueron negativos. Las razones de estos resultados radican en la incidencia fuerte en el modelo del precio del petróleo y en la baja recuperación adicional de reservas. Si bien esta metodología mejora la planeación de explotación de un campo petrolero, en la práctica es demasiado costoso tanto en uso de recurso computacional como en tiempo de duración del proceso.
Factibilidad de la inyección de agua en las arenas mugrosa del campo Lizama
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Naranjo Suarez, Carlos Eduardo; Munoz Navarro, Samuel Fernando; Zapata Arango, Jose
El campo Lisama se encuentra ubicado en la cuenca del valle medio del Magdalena y aunque fue descubierto en 1967, su factor de recobro actual no supera el 14 % y su producción está en declinación. Por tal razón, se requiere la pronta implementación de un proceso de recobro secundario para contrarrestar la disminución de la tasa de aceite y estabilizar la presión de yacimiento; por ello en este trabajo de maestría se evaluó la respuesta experimental y numérica de un sector model, a la implementación de un piloto de inyección de agua. Durante las etapas de selección del área y diseño del piloto se enfrentaron varios desafíos técnicos tales como alta heterogeneidad del yacimiento, poca o ninguna continuidad lateral de los paquetes de arena, complejidad en la geometría, dimensiones y orientación de los canales, irregularidad en los patrones de inyección, alta incertidumbre en los valores de las propiedades de yacimiento, carencia de un modelo adecuado de presiones, entre otros, todo lo cual hace que el proyecto sea más riesgoso cada vez. Por tal razón se hizo necesaria la integración, mediante técnicas estadísticas, de la información proveniente de geología de superficie y de pozos estratigráficos y de desarrollo, de perfiles eléctricos, de datos de producción, de descripción de corazones y resultados de laboratorio para el diseño de un piloto de inyección. Allí se perforaron seis (6) pozos en coordenadas tales que se pudieran conformar seis (6) patrones de cinco puntos y se inyectó agua desde 01 de julio de 2013 y por un período de 11.5 años; la respuesta del sector model a la implementación del proceso fue positiva debido a que se observó incremento considerable en la tasa de producción de aceite, un acumulado importante de aceite incremental y una reducción significativa de la depleción del yacimiento.
Caracterización de la respuesta dada por los registros de pozo en el yacimiento naturalmente fracturado del campo toldado valle superior del magdalena
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Cabrejo Cárdenas, Ingrid Tatiana; Bejarano Wallens, Aristobulo; Perez Vega, Hector Hugo
La identificación y el análisis de litotipos sobre corazones evaluó el comportamiento mecánico y la susceptibilidad al fracturamiento de la roca en función del espesor de capa y el contenido calcáreo. Las evidencias de impregnación determinaron la influencia de cada litotipo en la producción permitiendo comprender el comportamiento del yacimiento y como abordar el modelamiento petrofísico. Esta evaluación realizada sobre corazones evidenció la necesidad de diferenciar los litotipos en cada formación para representar la heterogeneidad del yacimiento y así determinar las propiedades de matriz - fractura para cada litotipo identificado. Una vez extrapolados los litotipos a los intervalos no corazonados se determinaron propiedades petrofísicas ajustadas a datos de laboratorio para los litotipos que aportan principalmente por matriz. Para los litotipos fracturados se emplearon formulaciones teóricas para la determinación de las propiedades petrofísicas, exceptuando la permeabilidad de fractura. Para esta, se determinó un perfil de permeabilidad de fractura medida sobre corazones, las cuales correlacionaron con las permeabilidades determinadas a partir de las pruebas de presión y la cuales serían extrapoladas como función de un indicador de fracturas determinado a partir de las curvas de resistividad. La determinación de propiedades petrofísicas de matriz y de fractura de acuerdo al efecto de cada una frente a la producción y la discretización de litotipos permitió modelar el yacimiento como un “single porosity” pero representando propiedades y efectos tanto de matriz. Además de generar una metodología estructurada para la caracterización de YNF. Lograr la diferenciación y caracterización de estos litotipos mostró el efecto que pueden tener los intervalos fracturados en la conectividad entre reservorios y en la producción de agua en el yacimiento, facilitando la definición de estrategias a corto plazo para el desarrollo del Campo, como el aislamiento ó selectividad en los re-cañoneos para mejorar el petróleo producido y reducir el corte de agua.
Desarrollo de una metodología para cuantificar y estimar la distribución de la saturación de aceite remanente en yacimientos estratigráficamente complejos durante el periodo de producción primaria
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Jiménez Diaz, Robinson; Munoz Navarro, Samuel Fernando; Soto Tavera, Claudia Patricia
La determinación de la saturación de petróleo remanente (SOR) durante el período de producción primaria, constituye un tópico de investigación de suma importancia, ya que la implementación de procesos de recuperación adicional debe basarse en el conocimiento del volumen de aceite aún presente en el yacimiento y en la forma en que se encuentra distribuido espacialmente este aceite en el medio poroso. Por tal motivo, es importante el desarrollo de una metodología que permita cuantificar y estimar la forma en que se distribuye el petróleo remanente en un yacimiento estratificado durante la etapa de producción primaria, de modo que puedan concentrarse los esfuerzos en procesos de recuperación adicional sobre aquellas unidades de flujo que exhiban un mayor potencial de aporte a la producción, en función de la fracción de aceite remanente y de la capacidad de flujo que éstas presenten. La metodología planteada parte de un balance de masa global aplicado al sistema bajo estudio, cuyo principal resultado es la cuantificación de la SOR. Este modelo está en función de saturaciones iniciales, del volumen de petróleo producido y del comportamiento de la presión en el yacimiento, la cual se debe considerar para evaluar la variación de parámetros PVT y la compresibilidad del medio poroso. Adicionalmente, la discriminación de producción en yacimientos multicapa se hace mediante la aplicación de un balance de cantidad de movimiento en conjunto con la determinación de las capacidades de flujo de cada capa, para de este modo establecer la distribución de saturaciones de petróleo remanente. Esta metodología se puede alimentar con datos de campo, información disponible en la literatura técnica o con resultados preliminares arrojados por modelos de simulación numérica. 1
Evaluación de la inyección de gas de combustión de la refinería de Barrancabermeja como método de recobro en el campo llanito
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Rivera De La Ossa, Juan Eduardo; Bejarano Wallens, Aristobulo; Florez Anaya, Alberto
El campo Llanito tiene un volumen de petróleo original de 314 MBls y el producido a diciembre del 2009 fué 37,9 MBls, lo cual representa un factor de recobro del 12 %, que es bajo en 50 años de explotación del campo. Teniendo en cuenta lo anterior es necesario aplicar un proceso de recobro mejorado que incremente el factor de recobro final del campo. La factibilidad del uso de las técnicas de recobro mejorado depende de la disponibilidad de las fuentes (Agua, gases, químicos, vapor, etc.) y a las características propias de cada yacimiento. Un subproducto no deseable ambientalmente, resultante de los procesos de refinación como es el caso del gas de combustión (Nitrógeno y CO, ), cobra importancia cuando son usados como materia prima en el recobro terciario de petróleo, incidiendo directamente en el aumento de la producción y del recobro final de petróleo. El objetivo de este trabajo fue evaluar experimentalmente el efecto de la inyección del gas de combustión de la refinería de Barrancabermeja como método de recobro para las arenas B del Campo Llanito. Para lo cual se caracterizaron y calcularon los volúmenes de gas de combustión emitidos en la refinería, se realizó un estudio de interacción fluido — fluido entre el gas de combustión con petróleo representativo del yacimiento, la evaluación de la interacción fluido — medio poroso y se determinó el mejor mecanismo de inyección de gas de combustión que permita un incremento en el factor de recobro final en las arenas B del campo Llanito.
Metodología para evaluar el efecto de los esfuerzos en la productividad de yacimientos de los campos pauto, floreña y volcanera
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Carvajal Jiménez, Jenny Mabel; Calderon Carrillo, Zuly Himelda; Saavedra Trujillo, Nestor Fernando
En este libro se presenta una metodología experimental robusta que integra información geológica de registros de pozo y corazones con la evaluación mecánica de rocas para definir un modelo de sensibilidad a esfuerzos. La metodología consta de cuatro etapas, la primera consta de la selección y muestreo de especímenes, su preparación y evaluación de propiedades petrofísicas básicas. En la segunda etapa se realiza la evaluación de anisotropía acústica, determinando la constante gamma y las diferencias de velocidad de corte; en la tercera fase, se procede a estimar la densidad de micro-fracturas con el fin de agrupar las muestras en niveles de micro-fracturamiento. Finalmente, en la cuarta fase se lleva a cabo la evaluación mecánica de especímenes que consta de una serie de ensayos de compresibilidad y permeabilidad realizados a condiciones triaxiales, donde se simulan las condiciones de esfuerzos del campo y el proceso de producción siguiendo diferentes trayectorias de esfuerzo. La información obtenida experimentalmente permite definir un modelo de sensibilidad a esfuerzos, donde se observa el comportamiento seguido por la compresibilidad y la permeabilidad al seguir diferentes trayectorias de esfuerzos en cada nivel de micro-fracturamiento. Esta metodología fue aplicada a los campos Pauto, Floreña y Volcanera con el fin de determinar su susceptibilidad al cambio de esfuerzos encontrándose que la variación de permeabilidad en el campo puede llegar al 99%. Adicionalmente se observó que esta variación depende de la trayectoria de esfuerzos (trayectorias de esfuerzos mayores ocasionan disminuciones menores de permeabilidad) y de la densidad de micro-fracturamiento (aumentan simultáneamente); esto permite afirmar que puede ser importante la aplicación de sistemas que controlen la reducción de la presión de yacimiento durante el desarrollo de los campos puesto que redundarían en el control del valor de permeabilidad y a su vez en una mejor productividad.
Optimización de producción conjunta de petróleo de las arenas k1 y k2 del campo Apiay
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Castillo Salamanca, German; Calvete González, Fernando Enrique
Este trabajo describe una metodología sencilla para optimizar la producción de los pozos del campo Apiay que presentan flujo cruzado. Inicialmente, por medio de modelamiento en Pipesim se seleccionan los pozos problema para optimizar y por medio del análisis de las curvas IPR (Inflow Production Relationships) y TPC (Tubing Performance Curve) de estos pozos, se especifican las características del coeficiente (Cv) de una válvula de control de flujo para un pozo inteligente. El trabajo enfatiza la necesidad de considerar el pozo completo como un sistema de control, incluyendo la entrada de flujo, el rendimiento del choque y rendimiento del caudal del pozo y de esta forma obtener una descripción del método para establecer el diseño de control de flujo más adecuado para la aplicación. El método combina análisis nodal y el modelamiento del choque para modelar el comportamiento del sistema completo del pozo. Este análisis se extiende a completamientos de pozos inteligentes con múltiples zonas o múltiples estratos. Para finalizar se presenta un análisis económico donde se evalúa la factibilidad de implementar este tipo de sistema en los pozos del campo Apiay, de igual forma se presentan los indicadores económicos calculados a partir de los costos de inversión, Capex, y costos operativos Opex, para la implementación de válvulas de control.
Factibilidad técnico económica de la aplicación del proceso wag para el campo Tello
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Duarte Prada, Cesar Augusto; Munoz Navarro, Samuel Fernando; Prada Velasquez, Alvaro; Gomez, Vicente
Para llevar a cabo el desarrollo de un proyecto de la magnitud del proceso WAG, es necesario tener un completo procedimiento que involucre todas las etapas y las variables que pueden afectar el normal desarrollo de las actividades, es así como en este documento se presenta una guía para el desarrollo de un proyecto piloto desde el screening de EOR, pasando por el desarrollo de pruebas de laboratorio, selección del área piloto, simulación numérica o analítica, evaluación técnica de la aplicación, un análisis económica y finalmente un programa de monitoreo y control del proceso para la realización de posibles ajustes. Se describen las diferentes etapas del proyecto en el cual se realizaron pruebas de desplazamiento a través de núcleos nativos del campo, la realización de simulación numérica en el software ECLIPSE 100, de tipo Black Oil, a una área piloto seleccionada que involucra cinco pozos productores y dos inyectores. La simulación numérica permite evaluar variaciones en los parámetros que afectan el proceso: frecuencia de los ciclos, el volumen poroso total de gas inyectado, la relación volumétrica agua / gas y el caudal de inyección de gas. El desarrollo de un proceso WAG en el campo San Francisco distante 30 km al occidente del campo Tello, permitió realizar analogías que son coherentes con los resultado obtenidos de la simulación, para los cuales se requieren VP menores al 8%VPHC, caudal de inyección escalado del caudal de agua inyectado, pero en relación volumétrica en el campo San Francisco fueron menor a 1 y para el campo Tello fue de 4. El análisis técnico y el análisis económico permite establecer la factibilidad de aplicación del proceso WAG; la adquisición del compresor es un factor que afecta significativamente el desarrollo del proyecto.
Evaluación de la viabilidad técnica de implementación de procesos de inyección de geles
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Delgadillo Aya, Claudia Lorena; Munoz Navarro, Samuel Fernando; Pachon, Zarith del Pilar
En la industria del petróleo, la consigna es extraer la mayor cantidad posible del crudo existente en el subsuelo, con el objetivo de cubrir la creciente demanda energética del planeta. Para ello, se han desarrollado técnicas que buscan aumentar el factor de recobro. Quizás la más popular de ellas es la inyección de agua, ésta busca desplazar el crudo del yacimiento a la superficie gracias al empuje suministrado por el agua inyectada. Sin embargo, esta técnica no garantiza un factor de recobro alto, pues el agua tiende a fluir preferentemente por las zonas de alta permeabilidad, dejando las zonas apretadas con grandes volúmenes de aceite remanente. En este sentido, el estudio de la técnica de inyección de geles se constituye en una oportunidad prometedora para mejorar la eficiencia de barrido y el avance del desplazamiento con agua. Este proceso es usado luego de barridas las zonas de alta permeabilidad, buscando aislarlas por medio de la inyección de un fluido altamente viscoso que las tapone, forzando el flujo del agua inyectada posteriormente a través de las zonas que aún tienen una alta saturación de petróleo, incrementando así el factor de recobro. Para evaluar la implementación de esta técnica, inicialmente se realiza un análisis del screening técnico y posteriormente se procede a la evaluación en laboratorio, allí se establecen las condiciones específicas y mejores formulaciones para una aplicación dada. En este trabajo se estudian las características de los fluidos presentes en el proceso de inyección de geles, así como su interacción con la roca y fluidos de yacimiento. Además, el desarrollo del trabajo permitió determinar las condiciones más favorables para la implementación de la técnica de geles, al igual que constituir el procedimiento de pruebas que deben realizarse para establecer la viabilidad técnica de implementación de estos procesos de recobro de hidrocarburos.
Evaluación técnica de la factibilidad de implementar un proceso sagd en yacimientos de crudo pesado
(Universidad Industrial de Santander, 2010) Trigos Becerra, Erika Margarita; Munoz Navarro, Samuel Fernando; Ordonez Rodriguez, Anibal
El proceso de drenaje gravitacional asistido con vapor SAGD, ha sido aplicado exitosamente en los yacimientos de arenas bituminosas de Alberta, Canadá a tal punto de ser catalogada como una tecnología comercialmente probada. Sin embargo, una de las principales limitaciones para la expansión de este método más allá de las fronteras canadienses radica en que no se ha determinado con exactitud el efecto de la movilidad del crudo sobre los resultados del proceso. Bajo este orden de ideas, y teniendo en cuenta la existencia en países latinoamericanos como Colombia y Venezuela de yacimientos de crudo pesado que por sus características particulares no han podido ser desarrollados bajo otros métodos de recobro, resulta de gran interés y actualidad llevar a cabo un estudio donde se determine si es posible o no aplicar SAGD en yacimientos cuyas propiedades difieran de aquellas para las cuales el método fue desarrollado originalmente. En este estudio se evalúa en un modelo de simulación 2D el efecto de propiedades como viscosidad, permeabilidad, espesor y presencia de acuífero sobre el factor de recobro, producción de agua y relación aceite vapor. Así mismo, se muestra el impacto de las variables de diseño en los pozos productor e inyector al implementar SAGD en cuatro diferentes escenarios de producción: yacimientos homogéneos y heterogéneos con y sin acuífero de fondo. Finalmente, se presenta el diseño del proceso SAGD para un piloto de campo en un yacimiento de crudo pesado colombiano con presencia de acuífero, determinando para este la localización óptima con respecto al acuífero y seleccionando los parámetros de pozo que mejores resultados arrojan. Los resultados finales son contrastados con los obtenidos al implementar estimulación cíclica con vapor.

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