vol. 14 núm. 1 (2016): fuentes, el reventón energético

El objeto del artículo consiste en proponer y resolver un modelo de bases fenomenológicas que permite caracterizar, cuantificar y pronosticar el daño de formación por migración de finos e hinchamiento de arcillas a escala de yacimiento a partir del esquema metodológico matemático lineal de Civan [1]. El proceso de entendimiento del fenómeno de partículas en un medio poroso ha sido abordado en la mayoría de los casos desde la perspectiva del laboratorio, medición de tasas críticas en núcleos de formación y con base en estas se han generado modelos matemáticos para simular los fenómenos de partícula bajo condiciones de laboratorio. Se construye, se propone, se aplica y se valida una metodología para trascender y escalar hasta la escala de yacimiento los resultados de pruebas de daño de formación por flujo de finos observados en laboratorio. La metodología generada se basa en desarrollar pruebas de desplazamiento multi tasa de una suspensión de material fino, resolver y  aracterizar el daño por flujo de partículas en el núcleo en función de la velocidad con el modelo lineal de Civan, construir y resolver el modelo para estimar los perfiles de daño en función del radio, validar el esquema con datos de campo para estimar el impacto del daño y el radio crítico para un pozo productor. Actualmente más del 50% de los campos operados por Ecopetrol presentan daño de formación por procesos de partícula, la cantidad de petróleo que se deja de producir por este fenómeno se estima en miles de barriles, con una aproximación de este tipo se puede diseñar y optimizar los tratamientos requeridos para mitigar el daño y recuperar un porcentaje significativo de los barriles que no se pueden producir. En este proyecto se muestra el proceso usando datos de la formación Barco del campo Cupiagua, el escalamiento indica caídas de permeabilidad del 65% por este tipo de daño, radios de daño entre 1.9 y 4.4 ft y valor “skin” de daño por finos entre 1.9 y 3.4. Este proceso permitió generar diseños de los tratamientos de estimulación para este campo. 

Con el propósito de determinar nuevos modelos petrofísicos-estratigráficos del campo Chimire, ubicado en la Faja Petrolífera del Orinoco en Venezuela, se utilizaron los registros eléctricos y radiactivos de 81 pozos para la elaboración y el análisis de mapas de isopropiedades petrofísicas. Se contó con 3 pozos con descripción de núcleo (Pozo A, Pozo D y Pozo GV117) a partir de los cuales se definieron los topes estructurales de las formaciones: Formación Freites, Formación Oficina (Miembro Morichal Superior, Miembro Morichal Medio y Miembro Morichal Inferior). De las mismas se observaron estructuras que responden a fallamiento tipo flor y a fallamiento normal que presentan saltos de 250 a 500 pies.Posteriormente se determinaron 10 eventos estratigráficos: 5 eventos transgresivos y 5 eventos regresivos, que sirvieron como marcadores litoestratigráficos.  Luego de definido el modelo estratigráfico, se generaron mapas de isopropiedades petrofísicas a partir de los parámetros físicos de la roca que se utilizaron para la determinación de tres (3) nuevos prospectos exploratorios, a los cuales se les calculó el petróleo original en sitio (POES) mediante el método estadístico de simulación de Monte Carlo con el fin de determinar la factibilidad de recobro de los mismos.

La generación de pronósticos de producción es una actividad cotidiana del ingeniero de petróleos, que se ha venido desarrollando mediante la implementación de herramientas computacionales basadas en los modelos de curvas de declinación y curvas tipo. Estos modelos presentan falencias en la exactitud de los pronósticos, básicamente por dos razones: primero, tienen como gran condición el hecho de que los pozos se encuentren operando en estado pseudoestable y, segundo, ajustan el comportamiento de la producción a una línea de tendencia, la cual es extrapolada en el tiempo para obtener los pronósticos. En esta investigación, como una alternativa a estos modelos, se ha propuesto el uso de series de tiempo en la generación de pronósticos, pues estas incluyen tanto la tendencia como los componentes cíclicos y estacionales de los datos de producción. Se comparó el error absoluto existente entre los datos reales y los pronósticos obtenidos por metodologías convencionales y la aplicación de modelos de series de tiempo. El uso de estas series permitió obtener un mejor ajuste histórico de los datos, evidenciar que pueden presentarse otras tendencias en la declinación (como la cúbica, por ejemplo) y aumentar la precisión de los pronósticos generados.

El trabajo de investigación se focalizó en el diseño de una propuesta para la mejora de las facilidades de producción del Campo A, la cual da solución a la problemática de la alta recurrencia de fallas en las tuberías de producción por problemas de abrasión y corrosión, evaluando nuevas tecnologías ofrecidas en el mercado para dichas tuberías, a fin de reducir costos operacionales y mitigar riesgos de seguridad industrial. Para lograr el objetivo, se realizó una evaluación técnica y económica de la inversión de instalar tubería de producción revestida, y se obtuvo resultados favorables en cuanto a la reducción de costos y aumento de ventajas operacionales, para un campo con las condiciones y características del Campo A. Como conclusión, se obtuvo que el proyecto es financieramente viable. Lo anterior también indica que la inversión se recupera rápidamente y por tanto se recomienda realizar la inversión.

In this paper the optimal gas flow rate in a retrograde gas condensate reservoir has been calculated in order to minimize retrograde condensation, maximizing the slip velocity, due to the positive coupling effect; and minimizing the pressure drawdown, due to the Forchheimer effect (non-Darcy effect, inertial effect). Non-Darcy behavior has been thoroughly described because of its importance for describing additional pressure drawdown (more than expected by Darcy equation) in fluid flow in porous media, in situations where high velocity occurs. The coupling effect explains the increment of the gas-condensate relative permeability with increasing velocity and decreasing the interfacial tension. The Forchheimer equation has been used to calculate the bottom-hole flowing pressure for different gas flow rates. Because of the second term in the Forchheimer equation, which is function of the square of the superficial velocity of the fluid, this obtained value is less than the bottom-hole flowing pressure obtained from Darcy equation. This is important because a higher quantity of condensate liquids is obtained, which reduces the relative permeability, and as a result, the gas flow rate decreases due to this effect. For those different gas flow rates, the optimal gas flow rate, where the bottom-hole flowing pressure is acceptable, has been found. The novelty of the present work, is to present the optimal point where the gas flow rate is maximum, in which the non-Darcy effect is negligible.

El suministro de propantes a yacimientos no convencionales es uno de los mayores desafíos que enfrentan las empresas petroleras para completar los pozos a tiempo, buscando minimizar los costos. Teniendo en cuenta esto, en el presente trabajo se busca plantear alternativas para abastecer el material apuntalante al pozo, y evaluar a través de simulación Monte Carlo cuál de ellas es la mejor basados en el criterio de menor costo. Los resultados muestran que bajo las condiciones y supuestos dados, la mejor alternativa es la de importación directa por parte de la empresa operadora, teniendo en cuenta que su costo es más bajo comparado con las opciones de comprarlo a una compañía de servicio técnico o a un intermediario importador. 

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 importancia del flujo multifásico se origina en que cuando el fluido producido se desplaza desde el yacimiento hacia la superficie, se libera energía tanto en el flujo vertical como en el flujo horizontal; esta energía o presión está inmersa en el fluido mientras está en el yacimiento. Por lo tanto, es necesario realizar un buen diseño de los equipos del pozo, líneas de flujo, estranguladores, separadores, y demás conexiones. Para un diseño óptimo, es necesario realizar un estudio detallado del comportamiento del flujo multifásico en cada componente. El presente artículo presenta el desarrollo de un Software que permite determinar mediante correlaciones y modelos mecanísticos los perfiles de presión y temperatura que se presentan a lo largo de las tuberías. El Software está desarrollado en una interfaz gráfica en lenguaje de programación Java y fue validado en el Software comercial PIPESIM. De esta manera se podrá estudiar más a fondo el comportamiento del flujo multifásico en tubería vertical y horizontal.

Durante la aplicación de la técnica de recobro mejorado del petróleo denominada combustión in situ, gran parte del calor generado durante la combustión se almacena en la arena calcinada detrás del frente de combustión y no se utiliza para el desplazamiento del aceite. La capacidad calorífica del aire seco es baja y el aire inyectado no puede transferir calor desde la matriz de la arena tan rápidamente como se genera. El agua por otra parte puede absorber y transportar el calor mucho más ficientemente que el aire. Si el aire se inyecta junto con el agua (combustión húmeda), el calor almacenado puede ser recuperado y transportado hacia adelante. Para el presente estudio se desarrolló el modelo base de simulación numérica de la prueba de tubo de combustión húmeda realizada a un crudo colombiano, el simulador STARS de la compañía CMG. Para el desarrollo del mismo, se planteó un modelo cinético que describe el comportamiento oxidativo del crudo de estudio. Posteriormente, se realizó el ajuste histórico del modelo de simulación y se compararon los resultados numéricos con los resultados del modelo físico. Finalizado el modelo de simulación, se procedió a evaluar el efecto del agua sobre los parámetros de desempeño del modelo de la prueba de tubo de combustión húmeda, para lo cual se realizó un análisis de sensibilidad a la tasa de inyección de agua y se analizó su impacto sobre cada uno de los parámetros de desempeño.