vol. 11 núm. 1 (2013): fuentes, el reventón energético

El crudo denominado Foamy Oil puede definirse como una fase continua líquida con alto contenido de gas que permanece disuelto durante condiciones en las que un gas asociado a un líquido convencional fluiría como fase independiente. El análisis de este fenómeno en la industria ha tenido un desarrollo notable referido a los crudos pesados debido a que algunos yacimientos productores de este tipo de hidrocarburos, bajo un mecanismo de gas en solución, han tenido un factor de recobro mayor al que pudiera predecir cualquier modelo aplicable a los crudos convencionales. El presente trabajo plantea un modelo numérico para determinar el comportamiento de la nucleación teniendo en cuenta las propiedades del fluido, especialmente la solubilidad de gas que redefine el valor de presión de burbuja obtenido de manera convencional, por cuanto esta establece el umbral a partir del cual el gas se redistribuye en el sistema, y los límites de este comportamiento se analizan en función de la velocidad del gas en la fase líquida, para lo cual se propone una función de distribución de probabilidad de frecuencia del tamaño de la burbuja en el sistema a un momento dado y el límite, que marca la separación de las fases, por medio del balance de fuerzas que se presenta sobre una burbuja de gas. La función obtenida mediante este balance permite modificar la solubilidad del gas en el líquido, con lo cual se define un contenido de gas a unas condiciones del sistema a partir del valor más probable de separación de un diámetro de burbuja que establece un nuevo enfoque en la definición de la función de nucleación de las burbujas de gas en un sistema de flujo en tubería vertical.  

La predicción de las pérdidas de presión en un pozo y la presión del Stand pipe (valor real de las pérdidas de presión del sistema) son valores que difieren en la perforación de un pozo. La metodología elaborada en este estudio busca disminuir dicha diferencia por medio de un análisis comparativo de los modelos reológicos existentes con el fin de encontrar el modelo que mejor se ajusta al comportamiento hidráulico del pozo y con esto optimizar el valor encontrado en la simulación. Dicha metodología fue aplicada al pozo ANH-PATÍA-1-ST-P, en cada una de las secciones del pozo y sus resultados podrán ser utilizados en proyectos del área.  

Los yacimientos de crudo pesado muestran una importancia predominante al estar asociados a las reservas más grandes del planeta. Por este motivo, se ha dado lugar al desarrollo de técnicas de recuperación mejorada como la inyección continua de vapor, para facilitar la producción de crudo pesado. Sin embargo, en la práctica común se ha evidenciado la presencia de arcillas en formaciones productoras, las cuales afectan negativamente la eficiencia de los procesos de recobro térmico.El presente estudio se llevó a cabo a partir de la construcción de modelos conceptuales de simulación, con distintos espaciamientos entre los pozos y distinta relación arena-arcilla, con el propósito de analizar qué tanta de la energía suministrada a la formación productora a través del vapor está siendo aprovechada por la misma y que porción ha sido atrapada por las arcillas. Los resultados obtenidos muestran que la eficiencia térmica del proceso se ve afectada por la presencia de formaciones arcillosas, sobre todo cuando estas son de gran espesor, y esto se ve reflejado en el bajo índice de productividad. Por otra parte, se observó que al disminuir el espaciamiento entre los pozos se obtienen mejores factores de recobro debido a que el proceso de inyección continua de vapor resulta más eficiente. Los resultados finales de esta investigación llevaron a la elaboración de correlaciones que permiten el cálculo de la eficiencia térmica de un proceso de inyección continua de vapor en yacimientos de crudo pesado con intercalaciones de arcilla. Estas pueden ser aplicadas en posteriores estudios siempre y cuando las características de los modelos a evaluar sean similares a las empleadas en los modelos de estudio. Con este trabajo se pretende dar un aporte a la industria en el área de recobro mejorado para la producción de crudo de alta viscosidad.  

Conventional oil reserves are coming to an end, then, some unconventional sources, such as heavy oil, are being the aim of oil companies. Most of heavy oils, drilling fluids and fracturing fluids behave as non-Newtonian and these fluids are erroneously approximated by Newtonian fluid flow models.Currently, there are no mathematical expressions for the application of the straight-line conventional analysis method for the interpretation of pressure tests in heterogeneous or naturally-fractured occurring formations (dual porosity) which are saturated by a non-Newtonian pseudoplastic fluid. The literature includes an analytical solution for predicting the behavior of the pressure in dual porosity reservoirs containing a non-Newtonian fluid; this solution was subsequently used to interpret the well-pressure data using the pressure and pressure derivative log-log plot without employing type-curve matching. None commercial software includes up to date such analytical solution.Several expressions to complement the conventional straight-line method are presented in this work so pressure tests in naturally fractured reservoirs with a non-Newtonian power-law fluid can be interpreted. This is accomplished mainly by estimating the interporosity flow parameter and dimensionless storage coefficient. The developed equations were successfully tested using well pressure tests reported in the literature. Very good results were obtained from the worked examples when compared to the reference values.  

Uno de los problemas más comunes presentados en la producción de petróleo a nivel mundial son los depósitos parafínicos, los cuales se producen por cambios en las condiciones termodinámicas originales del crudo. Este material al ser depositado en la formación, ocasiona una disminución en la permeabilidad de los canales de flujo causando taponamiento en las perforaciones, aumentando el daño a la formación y disminuyendo el flujo de fluidos.La dificultad en el descubrimiento de nuevas reservas, ha llevado a la industria a centrar su atención en los yacimientos maduros con el fin de aumentar el factor de recobro. Históricamente el Campo Colorado, ha presentado precipitación y depositación de parafinas, lo cual se puede evidenciar en la caída drástica en su producción y en los periódicos trabajos de limpieza y cierre de pozos.Uno de los métodos más utilizados para la remoción de parafinas es el tratamiento químico, el cual requiere previamente de una serie de análisis y pruebas de compatibilidad para determinar la factibilidad de ser inyectado. Esta investigación se encaminó al desarrollo de un modelo de predicción de la efectividad resultados de tratamientos químicos para remoción de parafinas a partir de los resultados obtenidos mediante la técnica RMN 1H, quimiometría y pruebas de compatibilidad.El desarrollo de esta investigación permitió definir los grupos funcionales más significativos presentes en los tratamientos químicos factibles para aplicar en la remoción de depósitos de parafina de la formación Mugrosa del campo Colorado, seleccionar el tratamiento de mejores resultados en esta evaluación, y plantea las bases para la formulación de nuevos productos; además propone una metodología para la selección de nuevos tratamientos químicos por medio de un modelo estadístico de predicción, evitando realizar las pruebas rutinarias con roca y fluidos, ahorrando tiempo y recursos, la cual puede ser replicada a otros campos con problemas similares.  

Uno de los modelos de trabajo más empleados para suplir la creciente demanda de petróleo a nivel mundial se basa en la estimulación local de pozos productores, donde se busca reducir el daño alrededor de las perforaciones y aumentar el área disponible de flujo; entre estas técnicas se destaca el fracturamiento hidráulico, aplicación en la que se inducen una serie de fracturas en la formación de interés mediante la inyección de un fluido a alta presión, acompañado de un material granular que actúa como agente de soporte de las fracturas. En este trabajo se estudia y evalúa el uso de diversos propantes ultralivianos como agentes de sostén de fracturas hidráulicas, se determinan y analizan propiedades físicas de estos materiales a nivel de laboratorio bajo diversos escenarios de trabajo. A partir de estos resultados, integrados a información técnica identificada en otros estudios, se elabora una metodología estructurada donde se establecen criterios y factores limitantes para su selección.