vol. 12 núm. 1 (2014): fuentes, el reventón energético

RESUMEN El Shale gas es simplemente gas natural, compuesto generalmente de 90% de metano. Su nombre se debe a su procedencia, el esquisto (o Shale en inglés). Durante la última década este recurso se ha convertido en una fuente de energía cada vez más importante en los Estados Unidos, y el interés se ha extendido a Canadá, Europa, Asia, Australia y ahora, Latinoamérica. Debido a que los Shales no tienen suficiente permeabilidad para permitir el flujo de fluidos de forma significativa, la mayoría de estos Shales no son fuentes comerciales de gas natural y se denominan recursos no convencionales, al igual que el gas asociado a mantos de carbón, las arenas apretadas y los hidratos de gas. Debido a las condiciones que presentan este tipo de yacimientos, la viabilidad económica de su explotación económica requiere necesariamente la implementación de tecnologías de pozos horizontales combinadas con técnicas de fracturamiento hidráulico. Con el fin de optimizar los parámetros operacionales, los cuales son indispensables para garantizar el éxito de la explotación y evaluar el desempeño de este tipo de reservorios, es muy usual realizar pronósticos de producción a partir de la simulación de yacimientos. El conocimiento del posible comportamiento futuro de un yacimiento de Shale gas permite determinar la viabilidad de los proyectos, las estimaciones económicas y el incremento de la producción esperada. En este artículo se realiza el modelado numérico y analítico para un Single Well Model de shale gas con el fin de cuantificar el gas in place, el EUR de estos yacimientos y determinar la viabilidad económica al momento de explotar estos plays. Palabras claves: Shale Plays, EUR, Modelado, fracturamiento hidráulico, pozos horizontales.  SHALE PLAYS: PRODUCTION FORECASTS FROMNUMERICAL SIMULATION PREDICTIVE.  ABSTRACT The Shale gas is natural gas produced from Shales. Over the last decade, this resource has become an increasingly important source of energy in the United States, and interest has spread to Canada, Europe, Asia, Australia and now Latin America. Due to extremely low permeability to permit fluid flow significantly, most Shale are not commercial sources of natural gas and qualify as unconventional resources, as well as the coal bed methane, the tight sands and gas hydrates. To make the development of this resource economically feasible is necessary to implement horizontal wells technology combined with hydraulic fracturing techniques. In order to optimize the operational parameters, which are essential for the success of the operation, is very common production forecasting from reservoir simulation. A knowledge of the future behavior of shale gas reservoir to determine the viability of the projects, the economic estimates and expected production increase. In this paper shows the numerical and analytical modeling for a Single Well Model of shale gas in order to quantify the gas in place, the EUR of these deposits and determine the economic feasibility to produce these plays. Keywords: Shale Plays, EUR, modeling, hydraulic fracturing, horizontal wells. 

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).

RESUMEN Como consecuencia de las inherentes problemáticas que presentan los completamientos convencionales instalados en pozos horizontales, fue desarrollada la tecnología de completamiento con Dispositivos de Control de Influjo (ICDs) la cual ha sido implementada con éxito en diferentes lugares alrededor del mundo, convirtiéndose en una opción muy atractiva a la hora de buscar soluciones y obtener el máximo rendimiento para los pozos. De esta forma y con el propósito de buscar soluciones a algunos problemas presentes en pozos horizontales de Campos Colombianos, se presenta en primera instancia la recopilación de las bases teóricas de la tecnología de ICDs y las principales problemáticas de los pozos horizontales, seguido de una sensibilidad a los parámetros de estructura de los dispositivos seleccionados y, finalmente, se muestran los resultados del estudio del efecto del completamiento con ICDs en un pozo horizontal de un campo colombiano evaluado en dos escenarios diferentes. Palabras Claves: Pozos horizontales, Completamiento, Dispositivos de control de Influjo (ICDs), NETool™, Eclipse™ 100, Petrel.  The effect of the inflow control device completion onthe horizontal well production in a colombian field.  ABSTRACT As a result of inherent troubles presented by conventional completions to horizontal wells, Inflow Control Device (ICD) technology was developed and has been successfully applied in different places around the world becoming a very attractive option when looking for solutions and getting the wells maximum performance. With the purpose of finding solutions for some problems presented by horizontal wells from Colombian fields, in the first instance, this paper exposes the theory of the ICD technology and the main problems of the horizontal wells, followed by a sensitivity to ICD’s structural parameters. Finally, it presents the results of the study of completion effect with ICDs in a Colombian horizontal well, evaluated in two different scenarios. Keywords:Horizontal Well, Completion, Inflow Control Devices (ICDs), NETool™, Eclipse™ 100, Petrel.

RESUMEN Utilizando la metodología del ácido dinitrosalicílico –DNS-, se evaluó la eficiencia de siete rompedores para degradar el polímero usado en los fluidos de fractura base agua. Cuatro de ellos, entre agentes oxidantes y un ácido inorgánico, son empleados tradicionalmente en las operaciones de fracturamiento hidráulico. Los tres rompedores adicionales fueron propuestos en este estudio y correspondieron a dos ácidos orgánicos y una enzima comercial. Las evaluaciones se realizaron a tres temperaturas: 60, 80 y 100 °C en un tiempo no mayor que 24 horas de reacción. Se evidenció que algunos rompedores tradicionales que reducen la viscosidad de los fluidos de fractura no son efectivos para degradar el polímero y que pueden incrementar los daños por residuos poliméricos en el sistema poroso de la fractura y la formación. La enzima comercial presentó mejores resultados de degradación que los agentes oxidantes, aunque su actividad catalítica disminuyó a altas temperaturas. Los ácidos presentaron gran eficiencia para degradar el polímero de los fluidos de fractura. Sin embargo, los ácidos orgánicos requieren condiciones especiales de tiempo y temperatura para activarse y degradar el polímero. Palabras Clave: Dns, Control de Calidad, Polímero, Oxidantes, Ácidos, Enzima.  Efficiency evaluation of breakers in water-based fracturing fluids  ABSTRACT Using the dinitrosalicylic acid methodology –DNS-, were evaluated seven breakers to degrade the polymer used in the water-based fracturing fluids. Four of them, including different oxidizing agents and an inorganic acid are traditionally used in hydraulic fracturing operations. The three additional breakers were proposed in this study and corresponded to two organic acids and a commercial enzyme. Evaluations were performed at three temperatures: 60, 80 and 100 ° C in a time not more than 24 hours of reaction. It was evident that some traditional breakers that reduce the viscosity of fracturing fluids are not effective to degrade the polymer and could increase the polymeric damage in the porous system and in the fractured formation. The commercial enzyme showed better degradation results than oxidants, although its catalytic activity decreased at high temperatures. Acids presented great efficiency to degrade the polymer in the fracturing fluids. However, organic acids require special conditions of time and temperature to activate and degrade the polymer. Keywords:Dns, Quality Control, Polymer, Oxidants, Acids, Enzyme. 

RESUMEN El objetivo del trabajo es presentar la evaluación de factibilidad de realizar un trabajo de fracturamiento hidráulico en pozos de Campo Colorado. Para tal fin se consideró que para que un tratamiento de fracturamiento sea exitoso se deben cumplir dos criterios: que la fractura sea técnicamente ejecutable y económicamente viable. Mediante un modelo de producción se seleccionaron los pozos que presentarían mayor potencial al disminuir el daño en cara de pozo. Posteriormente se realizó la evaluación técnica mediante la caracterización geomecánica de la formación la cual permitió establecer: presión de poro, propiedades mecánicas y esfuerzos. Se seleccionaron los intervalos a intervenir con ayuda del modelo petrofísico. A estos intervalos se le evaluó la factibilidad de generar una fractura hidráulica mediante la determinación del tipo de falla inicial de la roca, presencia de barreras de contención de altura, gradiente de fractura y contraste de propiedades mecánicas. Mediante la metodología del diseño unificado de fractura se diseñó la geometría óptima de fractura la cual maximizaría la productividad el pozo. Este potencial incremental de diseño fue utilizado para evaluar la viabilidad económica del tratamiento de fracturamiento el cual permite establecer si la inversión inicial y el costo operativo del tratamiento son recuperables durante el tiempo del tratamiento. Palabras clave: Fracturamiento hidráulico, Diseño unificado de fractura, Modelo geomecánico, Propiedades mecánicas, Contraste de esfuerzos, Criterio de falla.  STUDY OF VIABILITY TECHNICAL- FINANCIAL FOR A HYDRAULIC FRACTURING TREATMENT IN COLORADO FIELD  ABSTRACT The aim of this paper is to present the evaluation of feasibility of hydraulic fracturing job in Colorado Field wells. For this reason, it was considered for a hydraulic fracturing treatment in Colorado’s wells to be successful you must fulfill two criteria: the fracture has to be technically enforceable and economically feasible. With a production model there were selected the Wells that presented greater potential to reduce the damage in the wellbore. Later the technical evaluation was made by geomechanical characterization of lithological column which allowed setting: pore pressure, mechanical properties and stress. Intervals were selected to intervene using the petrophysical model. Within these intervals it was evaluated the feasibility of generating a hydraulic fracture by determining the type of initial failure of the rock, presence of high containment barriers of height, fracture gradient and contrast of mechanical properties. According to the Unified Fracture Design methodology it was designed the optimum fracture geometry which maximizes the well productivity. This potential incremental design was used to evaluate the economic feasibility of fracturing which allowed to establish whether the initial investment and operating cost of treatment were recovered during the treatment time. Keywords: Hydraulic fracturing, unified fracture design, geomechanical model, mechanical properties, stress differences, faulting criterion.

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.