Durante y finalizada  cada prueba de  tubo de  combustión,  al desarmar   y    extraer  el post-core de  la prueba  la producción  de  fluidos  es  analizada.  Las  emulsiones    producidas  son  estudiadas  con  la  adición  de  tolueno  y centrifugación. Cada muestra de aceite es analizada para determinar su viscosidad y densidad. Además, se realiza un análisis del agua producida teniendo en cuenta la medición de pH, sólidos totales, el total de carbono, varios cationes y aniones tales como sulfatos, carbonatos, cloruros, magnesio, sodio y potasio. El análisis más importante en las pruebas de tubos es el análisis de gases, este se hace para la determinación de parámetros estequiométricos, los cuales son utilizados para observar el desempeño del proceso y para el cálculo de los parámetros de diseño de un proceso de combustión in situ a escala de campo. Esto se hace con la ayuda de los resultados dados por cromatografía, donde se hallan las composiciones molares de los compuestos del gas que se produce. Con estos resultados se procede a calcular las variables más importantes para la evaluación del proceso. Con estas variables se pueden comparar pruebas hechas en laboratorio para observar si son o no exitosas o en que rango de temperatura se está operando.  

La inyección de agua se ha convertido en uno de los procesos de recobro de petróleo más utilizado en el mundo. Sin embargo, esta puede llegar a ocasionar problemas como canalización del agua y bajas eficiencias de barrido vertical debido a la heterogeneidad del yacimiento, llevando al fracaso económico del proyecto. Por lo anterior, diversos autores han realizado estudios modificando la inyección de agua convencional, incluyendo el uso de pozos horizontales con el fin de mitigar los problemas mencionados. Esta tecnología denominada “Toe To Heel Waterflooding” (TTHW) clasificada como “short-distance”, ya que la distancia que recorre el crudo para ser producido es pequeña debido a la configuración de pozos, ocasionando a la vez una reducción en la caída de presión entre el pozo productor horizontal y el pozo inyector vertical, haciendo las fuerzas de gravedad más relevantes en el proceso.   En el presente trabajo se da a conocer un estudio a partir de modelos conceptuales de simulación del comportamiento de la inyección de agua usando pozos horizontales, con el fin de identificar los principales parámetros que inciden en el proceso y posteriormente determinar la factibilidad técnica del mismo en un modelo con propiedades de un campo Colombiano. Entre los parámetros evaluados se encuentran: Tasa de inyección, Permeabilidades, Viscosidad del crudo. Se realizó además un estudio comparativo entre la inyección de agua convencional y la tecnología TTHW determinando así las condiciones en las cuales el TTHW surge como alternativa para contrarrestar los efectos negativos en la inyección convencional. Por último se construyó un modelo conceptual estratificado con propiedades del campo Tello en cual se analiza el efecto de la segregación gravitacional.   Palabras Clave: TTHW, Inyección de agua, pozos horizontales, simulación numérica     ABSTRACT   Waterflooding has been one of the most used oil recovery method around the world. However, this method may cause problems such as water channeling and low vertical sweep efficiency, due to reservoir heterogenety, carrying out the proyect economical failure. Previously, many authors have done studies over conventional waterflooding, using horizontal Wells in order to reudce the above problems. This technology called Toe To Heel Waterflooding (TTHW) has been classified as a short-distance, because the distance between the oil and the producer well is short due to the wells’ configuration generating a reduction of the pressures drop between the horizontal well and the vertical well, making the gravity forces more important in the process.   This work shows a study of conceptual models of simulation of waterflooding behavior by using horizontal Wells, in order to identify the principal parameters that affect the process and determine its technical factibility too, in a model with characteristics of a Colombian field. The evaluated parameters are: injection rate, permeabilities, oil viscosity; it was also done a comparative study between the conventional waterflooding and TTHW technology, identifying the conditions in which TTHW emerge as an alternative to counteract the negative results in the normal injection. Finally, it was built a layered conceptual reservoir with characteristics of Tello’s field, in which it is analyzed the effect of gravitational drainage.   Keywords: Waterflooding, horizontal wells, TTHW, numerical simulation.

Los métodos de recobro de crudo pesado por inyección de vapor presentan grandes inconvenientes en yacimientos de más de tres mil pies de profundidad. Esto se debe a las altas pérdidas de energía desde el generador en superfcie hasta la cara del pozo, las cuales no permiten alcanzar una temperatura a la cual el petróleo tenga movilidad y pueda ser producido. El presente  trabajo propone  el uso  de generadores de vapor  en  fondo,  con  el objetivo de  lograr  inyectar vapor húmedo en yacimientos profundos. Posteriormente,  se plantea el uso de  la  técnica de  segregación gravitacional asistida por vapor (SAGD), ya que debido a que emplea cortas distancias entre pozos, requiere tasas de inyección bajas,  como  las que proporcionan  estos generadores. Finalmente,  se  evalúa  la viabilidad de  implementación de procesos de recuperación mejorada en yacimientos de crudo pesado con características similares a las de los Llanos Orientales Colombianos.

RESUMEN   En el siguiente trabajo se realizó una revisión general de publicaciones realizadas en los últimos años sobre el flujo bifásico. El eje central se estableció en la determinación de correlaciones y modelos para la predicción de la caída de presión y el coeficiente de transferencia de calor presentes en el flujo bifásico. También se revisaron documentos sobre casos puntuales de análisis del flujo bifásico, desarrollo de técnicas de medición y métodos numéricos relacionados con el tema.   Palabras clave: Flujo bifásico, Vapor, Hidrocarburos, Condensación, Caída de presión, Transferencia de calor, Métodos numéricos. ABSTRACT   In this paper, were conducted a comprehensive review of publications for the last years on the two-phase flow. The center was established in the determination of correlations and models for predicting the pressure drop and heat transfer coefficient. Also were reviewed papers on specific cases of two-phase flow analysis, development of measurement techniques and numerical methods related to the subject.   Keywords: Biphasic Flow, Steam, Hydrocarbon, Condensation, Pressure drop, Heat Transfer, Numerical Methods

RESUMEN La combustión in situ es un método térmico de recobro mejorado de crudos pesados en el que una porción del petróleo se quema (cerca del 10%) a causa de la reacción con oxígeno o cualquier gas oxidante con el fin de generar energía en forma de calor. En el proceso de combustión, el aire inyectado reacciona con el aceite del yacimiento desencadenando las reacciones de baja temperatura (LTO, Low Temperature Oxidation) o reacciones de adición de oxígeno, posteriormente ocurren las reacciones de cracking (ITO, Intermediate Temperature Oxidation) las cuales producen el coque necesario para la combustión. Con el aumento de la temperatura se producen las reacciones de alta temperatura (HTO, High Temperature Oxidation) en las cuales se consume el combustible generando con esto el frente de combustión. En este artículo se realiza una revisión de la cinética en procesos de combustión in situ, con énfasis en la combustión frontal seca para crudos pesados, que recopila los mecanismos de reacción de cada uno de los regímenes de temperatura y los modelos de reacción ampliamente reportados en la literatura junto con la cinética asociada a los mismos. Estos incluyen los modelos de Belgrave, Benham y Poettmann, Sequera, Kapadia, y Pruden entre otros.  El conocimiento de la cinética constituye un punto de partida para el análisis de procesos de combustión in situ, es necesario realizar pruebas de laboratorio con las que se pueda determinar la cinética de la reacción y determinar el conjunto de modelos de reacciones que mejor represente el comportamiento oxidativo del crudo objeto de estudio. El objetivo final de dicha revisión es determinar el modelo que mejor represente el comportamiento oxidativo de un crudo Colombiano. Palabras clave: Crudo pesado, Combustión in-situ, Reacciones Químicas, Yacimiento, Reactor, Modelos cinéticos.  Kinetics of in situ combustion process: a review of kinetic models  ABSTRACT In situ combustion is a thermal enhanced heavy oil recovery method in which a portion of the oil is burned (approximately 10%) due to the reaction with oxygen or any other oxidant gas with the purpose of generating energy as heat. In this process air reacts with the reservoir oil (in situ) resulting the low temperature reactions (LTO, Low Temperature Oxidation) or addition reactions, later the cracking reactions take place (ITO, Intermediate Temperature Oxidation) which produce the coke necessary for the combustion. As the temperature increase, the high temperature reactions occur (HTO, High Temperature Oxidation) in which the fuel is consumed generating the combustion front. In this article is done a theorical review of the kinetics on In Situ Combustion processes, with emphasis on dry frontal combustion for heavy oil, which collects the reactions mechanisms of each of the temperature regimes (low temperature or addition, intermediate temperature of thermal cracking and high temperature or breaking bonds) and the reaction models widely reported on the literature with the kinetic associated to there. These include the following models: Belgrave, Benham and Poettmann, Sequera, Kapadia, and Pruden, between others. Knowledge of the kinetics constitute an start point for the process analysis on In Situ Combustion, its importance lies that for making an In Situ Combustion project, is necessary to make laboratory tests to determine the kinetics of the reaction and also, to establish the whole set of reactions that best represent the oxidative behavior of the studied oil. The final objective of this review is to establish the most representative kinetic models for the Colombian crude.  Keywords:Heavy Oil, In-situ Combustion, Chemical Reaction, Reservoirs, Reactor, Kinetics model.  

El estudio que aquí se presenta es el primer paso en la búsqueda del conocimiento sobre la técnica de combustión ín situ para su utilización industrial confiable. Dentro la recuperación de crudos pesados, se encuentra una técnica que en la actualidad tiene poca aplicación comercial, en general por desconocimiento de los fenómenos químicos que en yacimiento tienen lugar, es necesario entonces, trabajar en estos aspectos, en busca de la solución al inminente problema en la reducción del nivel de reservas explotables de crudo alrededor del mundo. La complejidad en el estudio químico que la técnica requiere, ha dificultado su aplicación industrial, además de que el desconocimiento de aspectos como la cinética o el comportamiento del crudo durante la aplicación de la técnica no dan el nivel de confiabilidad suficiente para invertir, y desarrollar proyectos de recobro con esta técnica. En este artículo se seleccionó el  reactor fujo pistón o PFR  (Plug Flow Reactor) que entre diferentes  reactores presente las mayores ventajas para representar el fenómeno de combustión ínsita, dadas sus características de operación a escala de laboratorio además del desarrollo matemático general sobre el mismo, con el fin de establecer condiciones de operación apropiadas. Con el estudio de la técnica a escala de laboratorio y  un enfoque químico, se puede identificar la influencia de los fenómenos de transporte de masa y energía además de cómo se desarrollan las reacciones que tienen lugar, aplicado esto facilita el entendimiento de la técnica y el escalamiento de la misma. Se lograron expresiones matemáticas en función de las ecuaciones de diseño, balances de masa, de energía y la aplicación de relaciones de aplicación en el entorno petrolero, como la ley de Darcy,  un esquema de ecuaciones que determinen condiciones apropiadas de operación para el reactor, partiendo de una cinética de reacción simple de primer orden. Si bien es cierto que el desarrollo matemático con base en esa cinética no describe el comportamiento del sistema real, este es una aproximación para llegar a la descripción del sistema real.      

A nivel mundial, se están buscando nuevas técnicas de recobro mejorado para implementarlas en yacimientos de crudo pesado, ya que la mayoría de las reservas a nivel mundial son de este tipo de hidrocarburo. Un método de recobro actualmente existente es el de drenaje gravitacional asistido convapor, SAGD, el cual ha sido implementado en yacimientos con bitumen, donde se han alcanzado resultados exitosos, obteniendo factores de recobro superiores al 50%. La técnica consiste en dos pozos horizontales uno ubicado a pocos pies sobre el otro dependiendo de la viscosidad del hidrocarburo, en el cual, por el pozo superior se hace la inyección continua de vapor donde por diferencias de densidades el vapor tiende a expandirse hasta el tope de la formación y los hidrocarburos calentados y el vapor de agua condensado drenan hacia el pozo inferior, que es el productor. El mecanismo de producción que se evidencia en esta técnica es la segregación gravitacional, ya que como es aplicada a yacimientos con bitúmenes sólo fluirán los hidrocarburos calentados hacia el pozo productor por efecto de la gravedad, por lo cual es necesario que exista una conectividad entre los dos pozos.  Sin embargo, en la mayoría de yacimientos de crudo pesado el hidrocarburo presenta movilidad, es decir, la viscosidad no es tan alta (< 10.000 cP), para los cuales la técnica SAGD no es exitosa, a causa de que en estos yacimientos no solo influyen las fuerzas gravitacionales sino que también las fuerzas viscosas, por lo cual, el vapor inyectado se expande hacia el overburden, canalizando el vapor, presentando pérdidas de energía y formación de emulsiones, lo cual hace que la cámara de vapor, la cual es el principio físico de la técnica SAGD no se genere.  En este artículo se presenta una comparación del comportamiento y desarrollo de la cámara de vapor en dos yacimientos con las mismas características, diferenciados por el tipo de fluidos, pues uno de ellos está saturado con crudo extra pesado (254,814 cP) y el otro saturado con crudo pesado móvil (4019.6 cP), bajo el cual se evidencia el overriding del vapor en el crudo móvil a causa de la movilidad del crudo y de las fuerzas viscosas.

La canalización del agua a través de zonas de alta permeabilidad y zonas fracturadas, generalmente es un problema durante la implementación de procesos de inyección de agua en yacimientos heterogéneos. Actualmente, se encuentra en auge una posible solución a este problema. Ésta consiste en alterar la permeabilidad de zonas canalizadas, de tal manera que el fluido de inyección sea desviado hacia aquellas secciones de yacimiento menos permeables, donde el agua no ha realizado eficientemente la inundación y que aún presenta zonas con alta saturación de aceite.   Este tipo de modificación de la permeabilidad en el yacimiento es lograda a partir de procesos de inyección de geles. Éstos tienen origen en las soluciones poliméricas y se desarrollan a partir de reacciones químicas que generan procesos de precipitación. Este artículo presenta un análisis de la inyección de geles, partiendo de las generalidades del proceso, su comportamiento en yacimientos con flujo cruzado y sin éste, así como el efecto de ciertas propiedades en la eficiencia del proceso.   Este estudio permitirá analizar parámetros como la distancia de penetración del gel, su respuesta en yacimientos fracturados y no fracturados, así como el efecto de la presencia de flujo cruzado entre las capas del yacimiento.   Palabras clave: Canalización, heterogeneidad, Inyección de geles, químicos, permeabilidad.       ABSTRACT   In general, water channeling in high permeability and fracture zones, is a problem durig waterflooding process in heterogeneous reservoirs. Currently, there is a possible solution to this problem. It consists in altering the permeability in channeled zones in order to deviate the injection fluid toward less permeability zones of the reservoir, in which the water has not achieved an efficient work and have high oil saturation yet.   This type of modification of the permeability in the reservoir is achieved after gel injection processes. These have been originated in polymeric solutions and have been developed from chemical reactions that generate precipitation processes. This article presents an analysis of the gel injection, based on the generalities of the process, their behavior in reservoirs with crossflow and without it, and the effect of certain properties on the efficiency of this process.   This study will analyze parameters such as gel penetration distance, its response in fractured and not fractured reservoirs, and the effect of the presence of cross flow between layers of the reservoir.   Keywords: Channeling, heterogeneity, Gels Injection, chemical, permeability.

En este estudio se realizó el análisis de los parámetros que afectan el proceso WAG como el Volumen Poroso total de gas inyectado, relación agua / gas, y la tasa de inyección de gas, realizando corridas de simulación que permitieron evaluar el efecto sobre la producción incremental de petróleo y fue necesario hacer 15 corridas de simulación en el software ECLIPSE 100, en un modelo estático y dinámico de un patrón de inyección en el campo Tello (Colombia) y finalmente se presenta un rango de valores en los cuales para el caso específico se puede optimizar el proceso WAG.   En el artículo se presenta cuál es el efecto en la producción de petróleo al incrementar la cantidad de gas inyectado, de la relación WAG y el caudal de inyección de gas; se hace una evaluación de la eficiencia del proceso WAG simulado.   Palabras claves: Inyección de agua, inyección de gas, recobro mejorado, WAG.       ABSTRACT   This study analizes the parameters that affect the Water Alternating Gas process (WAG)such as: % Pore Volume total injected gas, water / gas relation and gas injection rate, by means of simulation runs that made it possible to assess the effect on the incremental oil production and it was necessary to make 15 scenaries simulation runs on ECLIPSE 100 software, in static and dynamic model of an injection pattern in the Tello field (Colombia), and finally presents a range of values in which, for the specific case, can be optimize WAG process.   This paper presents the effect on oil production by increasing: the amount of gas injected, the WAG relation and gas injection flow; besides, it was done an evaluation in the efficiency of the simulated WAG process.   Keywords: Water injection, gas injection, enhanced recovery, water alternating gas.

RESUMENLas escamas son uno de los problemas más complejos y molestos de manejar que se pueden presentar a lo largo del sistema de producción cuando se presentan cambios físicos y/o químicos signifcativos a través de este. El presente trabajo discute detalladamente cada una de las características de los depósitos minerales (como también se conoce a las escamas), y se analiza como varía el comportamiento de los compuestos responsables de la formación de escamas, tales como: el carbonato de calcio, los sulfatos de calcio, bario y estroncio y algunos compuestos de hierro cuando propiedades del agua como el pH, la temperatura, la presión y la cantidad de sales disueltas son manipuladas. Dos técnicas de remoción de escamas son presentadas; la primera de ellas se caracteriza por el tratamiento a partir de productos químicos  que disuelven los depósitos ya formados, mientras que la segunda  se basa en la remoción mecánica de dichos depósitos. Estas técnicas pueden ser usadas individualmente o en conjunto. Además, presenta  los métodos  más utilizados en campo para la prevención de escamas.Los depósitos de escamas representan un problema serio para la industria de los hidrocarburos; el cual debe ser resuelto escogiendo la técnica adecuada ya sea para prevenir su formación o para remover los depósitos ya formados, ya que de no hacerlo problemas de taponamiento impedirían el desplazamiento adecuado de los fuidos de producción provocando con esto grandes pérdidas económicas. Palabras clave: Depósitos de escamas, Control de escamas, precipitación de material mineralABSTRACTScales are one of  the most complex and  troublesome problems  to manage  that may occur along  the production  system when  there  are  signifcant  physical  and  /  or    chemical  changes  through  it. The present paper discusses  in detail  each of  the  characteristics of mineral deposits  (also known  as  the scale), and discusses how varies the behavior of compounds responsible for the formation of scales, such as calcium carbonate, Calcium sulfate, barium and strontium and  iron compounds where some properties of water as pH, temperature, pressure and the amount of dissolved salts are manipulated.Two scale removal techniques are presented in this investigative report; the frst one is the treatment with Chemicals products  which dissolve the already formed deposits, while the second one is based on  the  mechanical  remotion  of  such  deposits.  These  techniques  may  be  used  individually  or  in combination.  The most used feld methods for scale prevention are also presented.As  a  result of  this  review  it was  found  that  scales deposits  represent  a  serious problem  for  the oil industry, which must be solved by choosing the appropriate technique to prevent either its formation or to remove the deposits already formed, since failing to do so, will produce problems that will prevent adequate productions fuid displacement causing major economics losses.Keywords: Scale deposit, scale control, mineral precipitation

La inyección alternada de agua y gas (WAG, por las iniciales inglesas de Water Alternating Gas) es un método de recobro mejorado de petróleo difundido en varios países del mundo desde hace aproximadamente 50 años. La técnica consiste en inyectar al yacimiento baches alternados y sucesivos de agua y gas para lograr un mejor barrido de la zona de interés, mejorando así el factor de recobro. En este trabajo, se presenta una descripción de los principales aspectos teóricos de este proceso EOR, un estado del arte teniendo en cuenta factores como los mecanismos de desplazamiento operantes, los gases empleados, los tipo de rocas objetivo y la ubicación geográfica de los proyectos. Se hace un recuento de los principales problemas operacionales que se presentan durante la implementación de la técnica. Finalmente, se entrega una guía de screening teniendo en cuenta la información de casos de campos recopilada. Palabras claves: Recobro Mejorado de Petróleo, Inyección alternada de agua y gas,problemas operacionales, screening, casos de campo.

La movilidad de los crudos medios y livianos ha permitido que yacimientos de este tipo se exploten bajo escenarios de producción primaria y desplazamientos inmiscibles como la inyección de agua. Aunque los resultados han sido favorables, la necesidad de energía y los bajos porcentajes de recuperación han generado la posibilidad de implementar técnicas que antes no se consideraban viables en este tipo de yacimientos. La inyección continúa de vapor es un proceso de recobro térmico que genera mecanismos de recuperación tales como la expansión de la roca y los fluidos, la reducción de la viscosidad del aceite y la destilación de las fracciones más livianas del mismo, siendo este último el efecto más representativo en yacimientos de crudo medio según citan las fuentes bibliográficas consultadas. Teniendo en cuenta la temprana etapa de investigación y la poca aplicabilidad de la técnica, se realizó un estudio basado en simulación numérica que argumentara la viabilidad técnica del proceso. Para esto se construyeron cuatros modelos estratificados con diferentes tamaños de patrón, que de forma simplificada representaran propiedades petrofísicas de un campo colombiano de crudo medio. Este campo fue escogido con base a los rangos establecidos por distintos autores para la aplicación de la técnica. Un análisis de sensibilidad a la tasa de inyección también fue realizado con el objetivo de seleccionar el mejor escenario de explotación (tasa de inyección-espaciamiento). Esta decisión fue tomada con base al análisis realizado al comportamiento del factor de recobro, la relación vapor-aceite, el tiempo de ruptura y criterios financieros como el valor presente neto y la tasa interna de retorno. Finalmente un espaciamiento de 2,5 acres (10117 m2) y una tasa de inyección de 500 bbls/día (79,5 m3/día) conforman el mejor escenario, garantizando tanto la ocurrencia de los mecanismos de recuperación como la viabilidad financiera del proyecto.

RESUMENLa inyección de polímeros es un proceso de recobro mejorado que fue desarrollado para realizar mejoras  en la inyección de agua convencional. Esta técnica se enfoca en el aprovechamiento de la viscosidad, propia de las soluciones poliméricas para controlar la movilidad de los fluidos en la formación, con el fin de lograr un barrido más uniforme del yacimiento y a su vez lograr un mayor desplazamiento de petróleo. Debido a la necesidad de aumentar las reservas de hidrocarburos mediante el uso de estrategias para optimizar la producción de los campos, la implementación de este proceso se hace atractivo en yacimientos sometidos a inyección de agua con resultados desfavorables; sin embargo, para que sea exitosa su aplicación, el diseño del bache de polímero a ser inyectado juega un papel fundamental, ya que la naturaleza del flujo en medios porosos e interacciones roca-fluido conducen a la disminución de la eficacia del bache con una consecuente reducción en la eficiencia del proceso, razón por la cual los volúmenes a inyectar deben ser apropiadamente ajustados para tolerar pérdidas y/o cambios de concentración y aun así conservar sus propiedades fisicoquímicas para cumplir con el objetivo para el cual fue diseñado. Por lo anterior, la comprensión de estos fenómenos son consideraciones claves para el diseño del bache en estos procesos, procurando que éste se mantenga durante un cierto periodo mínimo de flujo aceptable.El presente artículo se enfoca en el desarrollo de una metodología para el diseño de baches en procesos de inyección de polímeros, basada en el análisis de los fenómenos de interacción roca-fluidos presentes en el medio poroso. Fue orientada inicialmente en la realización de una herramienta computacional útil para el pre-diseño del bache, la cual involucra modelos analíticos que incorporan éstos fenómenos, con el objetivo de sensibilizar variables inherentes al diseño del bache y observar el comportamiento de la concentración de un fluido inyectado en el yacimiento en función del tiempo y de la distancia y su afectación con los fenómenos de interacción presentes en el yacimiento. Seguidamente, ya que los modelos analíticos no contemplan a la vez todos los fenómenos de difusión, dispersión y adsorción en la roca, se desarrolló un modelo de simulación (sector model) en la plataforma STARS de CMG Ltda, la cual permite modelar proyectos de inyección de químicos, donde se consideraron los resultados obtenidos con la herramienta informática desarrollada, con el fin de realizar un análisis de sensibilidad de los parámetros operacionales que influyen en el diseño del bache. A partir del análisis de 1. Grupo de investigación recobro mejorado, Escuela de Ingeniería de Petróleos, Universidad Industrial de Santander, UIS, Carrera 27 calle 9, Bucaramanga, Colombia.2. Grupo de investigación recobro mejorado, Escuela de Ingeniería de Petróleos, Universidad Industrial de Santander, UIS, Carrera 27 calle 9, Bucaramanga, Colombia.3. Instituto Colombiano del Petróleo, ICP, Ecopetrol, Vía Piedecuesta # Km7, Piedecuesta, Colombia.REVISTA FUENTES, El Reventón Energético Vol. 12 Nº 2estas variables, y considerándose como unidad de análisis el factor de recobro, las tasas de producción de los fluidos producidos, velocidad de avance, eficiencia de barrido y cortes de agua, se pueden determinar las mejores condiciones operacionales del proceso. Una vez se determinan las mejores condiciones operacionales para el diseño del bache las cuales son: concentración, caudales de inyección y tiempos de inyección, se procede a ser incluidas en el modelo de simulación para el análisis de los resultados finales.Finalmente, los resultados obtenidos permitieron plantear una metodología para el diseño de baches en procesos de inyección de polímeros con el desarrollo de una herramienta computacional útil para el pre-diseño del bache, la cual involucra modelos analíticos como son: ley de Fick, modelo de Perkins, modelo de Warren, método de Bentsen y modelo de El-Khatib que tienen como base principal los fenómenos de interacción roca-fluidos presentes en el medio poroso y posteriormente empleando simulación numérica de yacimientos como herramienta de validación de los resultados obtenidos.Palabras clave: Inyección de polímeros, bache de polímero, modelos analíticos, simulación numérica, metodología.METHODOLOGY FOR SLUG DESIGNING DURING POLYMER INJECTION PROCESS, TAKING INTO ACCOUNT THE ROCK- FLUID INTERACTION WITHIN THE POROUS MEDIAABSTRACTPolymer Injection is an enhanced recovery process meant to improve conventional water flooding. This technique takes advantage of polymer´s solution viscosity to control fluids formation mobility and generate an uniform reservoir coverage, resulting in a better oil displacement.Due to actual needs of increasing hydrocarbon reserves through production optimization strategies, implementing this process is attractive in water flooding fields where recovery of hydrocarbon has not met expectations. To increase the probability of success, it is critical for the process, designing the right slug to be injected, since the nature of flow through porous media is governed by fluid- rock interaction that may affect flooding efficiency. The pill has to be big enough to withstand loss or change of polymer concentration preserving physical and chemical slug properties during the process. Understanding this phenomenon during design stages is very important to ensure acceptable flow during minimum required time.This paper develops a methodology to design polymer slugs during a chemical injection process based on rock- fluid interactions phenomena in porous media, starting from a computerized tool during pre-design stage, involving analytical models available through a sensitivity analysis of the design parameters and observe behaviours of the polymer concentration on the injected fluid as a function of time and length; and how interaction phenomena within reservoir affects its performance.Additionally, since analytical models do not take into account all diffusion, dispersion and adsorption phenomena on the rock, a simulation model (sector model) was developed on the STARS platform from CMG Ltd. to model chemical injection projects, where obtained results from computerized tools are processed through a sensibility analysis of operational parameters that affect the process. Considering Recovery factor analysis, production rates, water front velocity, flooding efficiency and water cut, the optimized operational conditions can be obtained. Once the best conditions for design concentration, injection rate and time are encountered, the next step is to include them in the simulation model for final analysis.Finally, obtained results allowed stablishing a methodology to design slugs during polymer injection using a computerized tool to pre- design the slug, that involves analytical models such as Fick law, Perkins model, Warren , Bentsen method and El- Khatib model which are based on the rock- fluid interaction within the porous media and finalising with a reservoir numeric simulation to validate the results.Keywords: Polymer injection, polymer slug, analytical models, numeric simulation, methodology.

RESUMEN Aunque la combustión in situ presenta gran potencial de recuperación de hidrocarburos, tiene asociado a ella muchas complejidades que dificultan su representación a nivel de laboratorio y de simulación numérica. Sin embargo, existen herramientas como la simulación de pruebas de tubo de combustión que ayudan a disminuir la incertidumbre del proceso. Es importante la identificación de los diversos parámetros y consideraciones obtenidas de experimentaciones previas, y modificaciones de éstas; las cuales son tomadas en cuenta para el desarrollo de los modelos numéricos, y entre las cuales se puede considerar propiedades del crudo, caracterización del mismo, conjunto de reacciones, entre otros. Estas serán introducidas en el respectivo programa de simulación de yacimientos, obteniendo así respuestas que puedan ser comparadas con las dadas por pruebas de laboratorio ejecutadas a las mismas condiciones, permitiendo posteriormente establecer un procedimiento adecuado para la simulación de este tipo de proceso. Con la simulación de estas pruebas de laboratorio se obtiene una aproximación teórica de la factibilidad técnica para la posible aplicación en campo. Las pruebas de tubo de combustión llevan un mejor entendimiento del proceso y proporcionan la información básica requerida para diseñar una aplicación en campo: elección de proceso (combustión seca o húmeda), disponibilidad de combustible y requerimiento de aire; optimización de las condiciones de operación (elección de la relación de agua/aire); y caracterización de los efluentes líquidos ygaseosos. Una prueba piloto implica una porción pequeña del yacimiento que es generalmente la primera etapa de la aplicación de la combustión in-situ en el campo. Si la prueba piloto tiene éxito, el proyecto puede ser ampliado a la etapa comercial. Palabras clave: Combustión in situ (CIS), Ramped Temperature Oxidation (RTO), Accelerated Rate Calorimeter (ARC), Low Temperature Oxidation (LTO)  Modeling of in situ combustion processes  ABSTRACT Although in situ combustion has great potential for oil recovery, it has associated many complexities that hinder its representation in the laboratory and numerical simulation. However, there are tools such as simulation of combustion tube tests that help reduce the uncertainty of the process. It is important to identify the various parameters and considerations drawn from previous experiments, and modifications of these, which are taken into account in the development of numerical models, and among which we consider crude properties, characterization of the same set of reactions, among others. These will be introduced in the respective simulation program, obtaining answers that can be compared with those given by laboratory tests performed under the same conditions, allowing to further establishing a suitable method for the simulation of this type of process. Simulating these laboratory tests gives a theoretical approach of the technical feasibility for possible application in the field. The combustion tube tests lead to a better understanding of the process and provide the basic information required to define a field application: choice of process (dry combustion or wet combustion), availability of fuel and air requirements, optimization of operating conditions (choice of water / air ratio), and characterization of the liquid and gaseous effluents. A pilot test involves a small portion of the reservoir that is usually the first stage of the implementation of in-situ combustion in the field. If the pilot is successful, the project may be extended to the commercial stage. Keywords: in situ combustion (ISC), Ramped Temperature Oxidation (RTO), Accelerated Rate Calorimeter (ARC), Low Temperature Oxidation (LTO).

Se desarrolló un modelo estadístico que permite analizar campos a nivel mundial en los que se haya implementado métodos de Recobro Mejorado y compararlos con campos colombianos en los que puedan ser aplicados estos métodos. Se implementó una aplicación software denominada EORS, que sirve para realizar analogías usando el modelo desarrollado. Este modelo puede aplicarse a cualquier método de recobro mejorado o a cualquier área de la ingeniería, en la que se involucren varios parámetros y se tenga que sopesar la importancia de cada uno de ellos. Palabras claves: Recobro Mejorado; analogías; modelo estadístico; screening.

RESUMEN Desde su descubrimiento la inyección cíclica de vapor ha sido considerada como uno de los métodos de recobro térmico más eficientes para la producción de aceite pesado y extrapesado; debido a su fácil implementación, funcionalidad y relativamente bajos costos. Pese a esto, existen una serie de problemas operacionales, que si no se previenen o se tratan de manera adecuada pueden incrementar considerablemente los costos de operación y extracción del crudo. Por esta razón, en este trabajo se presenta una revisión de los principales problemas operacionales reportados en la literatura, los cuales ocurren durante el desarrollo del proceso de inyección cíclica de vapor. Por otra parte, se plantean las diferentes alternativas de solución y control que fueron reportadas en los campos más representativos a nivel mundial que han sido estimulados con vapor. Palabras clave:Inyección cíclica de vapor, experiencias de campo, problemas operacionales.   ABSTRACT Since its discovery, cyclic steam injection has been regarded as one of thermal oil recovery methods with more efficiency for the production of heavy oil and bitumen, because of it is easy to implement it, its functionality and relatively low costs. However, there are a number of operational problems, which if they are not prevented or treated adequately may significantly increase operating and oil exploitation. For this reasons, this paper presents a review of the major operational problems that occur during the development of the cyclic steam injection and have been reported in the literature. Moreover, raises various alternative solutions that were reported in oil fields to solve or to control these problems. Keywords:Cyclic steam injection, field experience, operational problems. 

RESUMEN La mayoría de los métodos de recuperación térmica en el mundo han sido aplicados a yacimientos de crudo de alta viscosidad con el objetivo de aumentar la producción de aceite, reduciendo su viscosidad. La inyección de agua es usada generalmente para la recuperación de aceites de peso intermedio y la inyección continua de vapor para crudos medianos a pesados. Durante la inyección continua de vapor actúan varios mecanismos para lograr la recuperación efectiva del aceite. En este artículo son analizadas especialmente los relacionados con la destilación de los componentes livianos del crudo.  La inyección continua de vapor es técnicamente diferente de la inyección de agua, no solo por las evidentes diferencias en las condiciones físicas del fluido que está siendo inyectado, sino también por los mecanismos microscópicos de recuperación involucrados. En realidad, la diferencia principal radica en el efecto que produce la condensación del vapor de agua, que al cambiar de fase arrastra consigo los componentes más volátiles del crudo generando así un pequeño frente de miscibilidad con el aceite original del yacimiento. Cuando ocurre la destilación de los componentes más livianos del crudo, el objetivo principal del proceso destilación no es la reducción de la viscosidad sino el reducir la saturación de aceite residual por debajo de la que se obtiene con la inyección de agua ordinaria. En este artículo es realizada una descripción detallada del proceso y son transmitidos los trabajos realizados en laboratorio para identificar la existencia de este mecanismo hasta el momento.  Palabras clave: Inyección continua de vapor, inyección de agua, destilación, recobro mejorado, condensación. ABSTRACT Most of the thermal recovery methods in the world have been applied to reservoirs of highly viscous crude oil with the purpose of increasing oil production by reducing its viscosity. The injection of water is generally used for the recovery of light and intermediate weight oil and continuous steamflooding for medium to heavy crude oil. During steam injection there are several mechanisms that ensure effective recovery of oil. In this article are discussed especially those related to the distillation of the lighter components of crude oil. Continuous steamflooding is technically different from waterflooding, not only for the obvious differences in the physical conditions of the fluid being injected, but also for the recovery of microscopic mechanisms involved. In fact, the main difference lies in the effect produced by condensation of water vapor, that when changing phase drags with it the most volatile components of crude generating a small front of miscibility with the original oil. When distillation of the lighter components of crude oil occurs, the main objective of the distillation process is not viscosity reduction, but the reduction of residual oil saturation at lower levels than that obtained with the injection of water. In this article a detailed description of the process is made and the experiments made at laboratory to identify the existence of this mechanism are transmitted. Key words: Steamflooding, Waterflooding, distillation, enhanced oil recovery, condensation.

RESUMEN En el estudio de procesos de inyección de agua usando modelos físicos escalados existen algunos factor tales como petrofísica, geometría y presión entre otras propiedades del medio poroso que son imposible reproducir con exactitud, por la diferencia que se presenta entre las condiciones de laboratorio y campo. Ahora, si es imposible reproducir el medio poroso en laboratorio, las propiedades petrofísicas serán diferentes y como esas propiedades determinan el flujo de fluidos los resultados en producción también diferirán. Aunque los modelos escalados son muy costosos, estos son de gran ayuda en el estudio de procesos donde los fenómenos físicos que intervienen no se conocen con exactitud; entonces, ¿Cómo se puede manejar la diferencia en las propiedades petrofísicas? Esta diferencia puede ser ignorada afectando notoriamente los resultados, o por el contario se puede gastar una gran cantidad de dinero en “tratar” de construir un mejor medio poroso. Pero existe una tercera opción, incluir la diferencia en las propiedades petrofísicas en los cálculos de escalamiento, la pregunta es ¿Cómo? En este trabajo, se propone un nuevo método basado en la diferencia de volúmenes porosos móviles equivalentes, por ser esta una propiedad relacionada con las saturaciones irreducibles, porosidad y factor de escala.  La aplicabilidad del método está limitada por características como la geometría, en este caso se uso un octavo de patrón de inyección de cinco puntos, el yacimiento en estudio debe ser homogéneo sin intercalaciones de arcillas y los fluidos empleados en laboratorio y campo deben presentar igual relación de movilidades. Es necesario conocer el volumen poroso móvil en laboratorio y campo así como el factor de escala. A partir de estas propiedades, se puede leer un factor de diferencia en la gráfica y con este corregir el factor de recobro y otros datos de producción, mejorando así los resultados obtenidos a partir de modelos físicos. Palabras Clave: Modelo físico, volumen poroso móvil, simulación numérica, propiedades petrofísicas, escalamiento, inyección de agua. ABSTRACT In the study of waterflood process using scaled physical models, there are some factors like petrophysics, geometry, pressure and others properties of the porous media that are impossible to reproduce exactly, because the conditions present a big difference. Now, if it is impossible to reproduce the porous media in laboratory, petrophysics properties are going to be different too, like these properties determine flow fluids the production results between field and laboratory are different. However, scaled models are very expensive but if you are going to study a new process where the physics is not unknow, they are a big help, then ¿What can you do with the difference in petrophysical properties? Well, you can ignore this difference or pay a lot of money additionally for “try” of build a better porous media. But, there is a third option that you can include for the calculation of the difference in petrophysical properties; the question is ¿How? In this work it was proposed a new method based in the difference of mobile porous volume, because this property have relation with residual saturations, porosity and scale factor. Use of this method is limited for some characteristics like geometry, we used a configuration of two wells in a eighth of five spot; the reservoir must be homogeneous without shale intercalations, and finally fluids used in field and laboratory must present equal mobility relation. When you are going to use this graphic method, it is necessary to know mobile porous volume in field, the scale factor used and mobile porous volume in model. With these properties, you can read a difference factor for the recovery factor in the graphic and with this value you can matching your recovery factor and other production data, to get a best result with your physical models. Keywords: Physical models, Mobile porous volume, Numerical simulation, Petrophysical properties, Scaling, Waterflood

  Actualmente en el mundo el 64 % de las reservas existentes son de crudos pesados, los cuales no son de fácil extracción por métodos  convencionales. Con  el fn de  explotar  estos yacimientos  se han desarrollado  técnicas de recobro mejorado con diferentes mecanismos de desplazamiento: Empuje de fluidos miscibles e inmiscibles, reducción  de  la  viscosidad  por  aumento  de  la  temperatura,  reducción  de  la  tensión  superficial  por  métodos químicos, etc. Entre estas técnicas, se encuentra la combustión in situ (CIS), que es conocida como un método térmico puesto que se basa en transferencia de energía en forma de calor para disminuir la viscosidad y la densidad del crudo pesado que se desea extraer del yacimiento.   La CIS es una técnica compleja debido a que tiene varios mecanismos de desplazamiento tanto físicos como químicos, los cuales ocurren en cinco pasos: dispersión del aire a la superfcie, adsorción del oxígeno en el medio, reacciones químicas, desorción de gases de combustión a la superficie y por último, difusión de estos. La velocidad del proceso global de la técnica es controlada por la rapidez de aquel que ocurra más lentamente, que usualmente es la cinética química o la dispersión.   En este artículo se estudian por separado los aspectos anteriormente mencionados, empezando por la revisión de las reacciones que ocurren en este proceso. También se muestran las transformaciones químicas más importantes de cada régimen de temperatura (baja, intermedia y alta), además de la cinética y la termodinámica de las reacciones, donde se introduce el tema del equilibrio de fases para la técnica. Por otra parte, se realiza una revisión de los diferentes tipos de dispersión que se presentan en el yacimiento y los factores que afectan este proceso, teniendo en cuenta que se trata de fenómenos de transferencia de masa que ocurren en un medio poroso, lo que genera la necesidad de nuevas correlaciones donde se incluyan factores de corrección. Esto con el fin último de representar los fenómenos de desplazamiento presentes en el yacimiento mediante expresiones matemáticas.    

En el presente trabajo se muestra el proceso para simular un proceso de inyección de agua en el Equipo de Desplazamiento Radial, EDR. La metodología empleada, fue el conocimiento de las partes que lo conforman, el entrenamiento en su manejo y operación, la selección de la técnica de empaquetamiento del medio poroso. Seleccionada la técnica de empaquetamiento teniendo en cuenta la estabilidad estructural, la repetitividad y reproducibilidad de las propiedades petrofísicas y el tiempo de construcción, se planteó un procedimiento para la fabricación de medios porosos sintéticos para modelos físicos. Adicionalmente, mediante la realización de pruebas preliminares en modelos en acrílico y en el EDR se identificaron e implementaron mejoras para garantizar el éxito de las pruebas las cuales incluyen procedimientos técnicos de ensayo, manejo de los datos obtenidos, los empaques a emplear y el sistema de monitoreo/control. Finalmente, se simuló físicamente un proceso de desplazamiento en el EDR presentando los resultados obtenidos de las pruebas realizadas.