CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro

Potential of the "gas to liquids-GTL" technology in Colombia

El gas natural posee un gran potencial por las grandes reservas que existen a nivel mundial en la actualidad y puesto que es una fuente de energía más limpia que el petróleo pero, con la desventaja que requiere de altos costos para su transporte. Por este motivo están tomando auge diferentes alternativas para el desarrollo de las reservas. Entre estas se encuentra la tecnología de conversión de gas natural a combustibles sintéticos ultra-limpios, denominada GTL, por sus siglas en ingles Gas-to-liquids, por medio de proceso Fischer-Tropsch para la producción de diesel, nafta y productos especializados, los cuales se utilizan no sólo con el fin de monetizar las reservas de gas natural, sino también, para cubrir la necesidad de combustibles más amigables con el medio ambiente. Mediante este artículo se pretende, conocer más a fondo la tecnología GTL, presentando en primera instancia un análisis de las diferentes etapas del proceso Fischer-Tropsch, luego el estado actual de la tecnología, posteriormente los costos de inversión y condiciones necesarias para que un proyecto de este tipo se pueda llevar a cabo y por último, un análisis de la aplicabilidad o proyección de la tecnología en Colombia. Basados en estudios recientes se observa que esta tecnología ha pasado su etapa de demostración y se encuentra en su punto de máximo auge por parte de empresas como Sasol (empresa más grande del mundo en tema de combustibles sintéticos a partir del carbón), Chevron Texaco, Syntroleum, ExxonMobil, ConocoPhillips, BP, Rentech y Shell. Estas empresas han realizado estudios exitosos para la aplicabilidad de la tecnología Fischer-Tropsch a gran escala, y empezarán a construir un gran número de plantas en los próximos años, incentivados principalmente por bajos costos del gas y altos precios del crudo.

Natural gas has a great potential because of the large reserves that currently exist at a worldwide level and because it is a cleaner source of energy than petroleum, but having the disadvantage of requiring high costs for its transportation. For this reason many alternatives for the development of reserves have loomed. Among these is the conversion of natural gas into synthetic ultra-clean fuels, called GTL, or Gas-to-liquids. Through this process, Fischer-Tropsch for the production of diesel, naphta and specialized products, which are used not only to effectively utilize natural gas reserves, but also, to cover at the need of more environmentally-friendly fuels. This article will shed light on GTL technologies, presenting on a first instance an analysis of the different stages of the Fischer-Tropsch process, then the current status of this technology, afterwards the costs of investment and the necessary conditions for a project of this kind to be carried out and finally, and analysis of the applicability or projection for this technology in Colombia. Based on recent studies, it has been observed that is technology has surpassed its demonstrations stage and it is now at a maximum point of interest where companies like Sasol (the largest worldwide company in the area of synthetic carbon-based fuels), Chevron Texaco, Syntroleum, ExxonMobil, ConocoPhillips, BP, Rentech and Shell. These companies have performed successful studies for the applicability of the Fischer-Tropsch technology at a large scale, and they will begin to build a number of large plants within the next few years, principally motivated by the low costs of gas and high prices of crude oil.

INFRARED SPECTROPHOTOMETRY, A RAPID AND EFFECTIVE TOOL FOR CHARACTERIZATION OF DIRECT DISTILLATION NAPHTHAS

The characterization of naphtha obtained by direct distillation of medium and heavy crude oils is often limited by the low yield of these fractions. Gas chromatography is a technique that allows a complete determination of the chemical composition of these fraction. However, the prediction of properties such as octane rating and RVP from chromatographic data is a difficult task because there are not adequate models to predict the interaction of the different components, and particularly in the case of heavier fractions, there are some problems for the complete separation of components under the gas chromatographic conditions. The IR technology constitutes a rapid and effective tool to predict several properties of naphtha from the correlation of the spectrum in the infrared area and the properties. In this study, prediction models were developed in a Petrospec Cetane 2000 analyzer, in order to predict in a fast and simple way, the density, the antiknock index and the aromatic content of straight run naphtha obtained in a standard crude oil distillation unit. The equipment used was designed in the factory for the exclusive characterization of medium distillation and not for lighter fractions therefore this work constitutes an innovation given the extensive applications of this type of analyzers.

La caracterización de naftas obtenidas por destilación directa de crudos medios y pesados a menudo se ve limitada por el bajo rendimiento de dichas fracciones. La cromatografía de gases es una técnica que permite determinar la composición química detallada de estas fracciones pero la predicción de propiedades como el octanaje y el RVP a partir de los datos cromatográficos es una tarea difícil pues no se cuenta con modelos adecuados para predecir las interacciones de los diversos componentes y, especialmente en el caso de la fracciones más pesadas, se presentan dificultades en la separación completa de componentes en las condiciones cromatográficas. La tecnología IR constituye una herramienta rápida y efectiva para predecir varias propiedades de una nafta a partir de la correlación del espectro en la región del infrarojo y las propiedades. En el presente estudio se desarrollaron modelos predictivos en un analizador Petrospec Cetane 2000 para predecir en forma rápida y sencilla la densidad, el índice antidetonante y el contenido de aromáticos de naftas de destilación directa de crudos. El equipo utilizado es diseñado en fábrica para caracterizar exclusivamente destilados medios y no fracciones más livianas por lo cual, este trabajo constituye una innovación dado que amplía las aplicaciones de este tipo de analizadores.

LITHOLOGY AND FLUID SEISMIC DETERMINATION FOR THE ACAE AREA, PUERTO COLÓN OIL FIELD, COLOMBIA

In this work, we applied enhanced geophysical techniques to detect new prospecting zones at the Puerto Colón oil field. The easier-to-produce hydrocarbons are currently being or have been extracted. In order to extract harder-to-produce hydrocarbons, we need to better define the Caballos formation characteristics. We obtained an acceptable match between the rock-physics laboratory measurements and the petrophysical properties estimated through the use of seismic data. We used well logs to guide the seismic measurements in the estimation of both porosity and gamma-ray response (from seismic attributes), and acoustic impedance (via seismic inversion), using a neural network approach. We applied a probabilistic neural network (PNN) because of its particular characteristics of 1) mapping non linear relationships between seismic and well log data; 2) incrementing both accuracy and resolution when performing inversion, as compared to conventional inversion, and; 3) using a mathematical interpolation scheme not implemented as a black box. Poisson and Vp/Vs ratio provide a means to discriminate between high and low reservoir-rock quality at the Caballos formation. Finally, we analyzed three angle gather stacks (0°-10°, 11°-20° and 21°-30°) through elastic inversion.

En este trabajo aplicamos técnicas geofísicas mejoradas para detectar nuevas zonas prospectivas en el campo petrolero Puerto Colón. El petróleo fácil de producir esta siendo explotado y para poder extraer el petróleo difícil de extraer necesitamos definir sísmicamente mejor las características de la Formación Caballos. Obtuvimos una estimación aceptable entre las medidas de laboratorio de física de rocas y las propiedades petrofísicas estimadas con los datos sísmicos. Se usaron registros de pozo para guiar el cálculo sísmico de porosidades, la respuesta del gamma-ray (a partir de atributos sísmicos) y la impedancia acústica (vía inversión sísmica) usando redes neuronales. Se utilizó una red neuronal probabilística (PNN) debido a su particular característica de 1) mapear relaciones no lineales entre la sísmica y los registros de pozo; 2) incrementar tanto la precisión como la resolución cuando se realiza la inversión comparada con los métodos convencionales, y 3) el uso de un interpolador matemático que no esta implementado como una caja negra. La relación de Poisson y Vp/Vs provee el medio para discriminar entre roca del yacimiento de buena y de baja calidad. Finalmente se analizan tres apilados parciales por ángulos (0°-10°, 11°-20° y 21°-30°) en la inversión elástica.

APLICATION OF THE TDS TECHNIQUE FOR DETERMINING THE AVERAGE RESERVOIR PRESSURE FOR VERTICAl WELLS IN NATURALLY FRACTURED RESERVOIRS

Average reservoir pressure is used for characterizing a reservoir, computing oil in place, performing reservoir monitoring by material balance, estimating productivity indexes and predicting future reservoir behavior and ultimate recovery. It is truly important to understand much reservoir behavior in any stage of the reservoir life: primary recovery, secondary recovery and pressure maintenance projects. The average reservoir pressure plays a critical role in field appraisal, well sizing, and surface facilities sizing. Almost every well intervention job requires the knowledge of this parameter. No significant research was conducted during the last three decades on the determination of the average reservoir pressure. The majority of the existing methods for determining average reservoir pressure are based on conventional analysis and some of them use correction plots for specific reservoir shapes which made them of low practicity. A new methodology based on the Tiab Direct Synthesis (TDS) technique uses the pressure derivative for determination of the average reservoir pressure was introduced very recently for vertical and horizontal wells in homogeneous reservoirs. This technique has been extended to naturally fractured formations using information from the second straight line of the semilog plot. By default, all reservoirs are naturally fractured; estimating the average reservoir pressure for homogeneous reservoirs should be a specific case of naturally fractured reservoirs. Currently, the inverse procedure is performed. Therefore, in this article a new, easy and practical methodology is presented for the first time, estimating average reservoir pressure for naturally fractured reservoirs (heterogeneous systems) during pseudosteady-state flow period for vertical wells located inside closed drainage regions. This technique employs a new analytical equation which uses a single pressure point and the value of the pressure derivative corresponding to the late time pseudosteady state period eliminating the use of correction charts and type-curve matching. We verified the proposed technique with simulated cases for values of the interporosity flow parameter, Λ, of 1 and the storativity coefficient, , of 0 (homogeneous reservoir) and successfully compared to traditional techniques and by the application to one field case. This technique (Tiab, 1995) is accurate since it uses an exact analytical solution and matches very well the results from conventional analysis. It is also more practical and much easier to use than conventional analysis.

La presión promedia del yacimiento se usa en caracterización de yacimientos, para calcular petróleo original, efectuar monitoreo del yacimeinto mediante balance de materia, estimar índices de productividad, y predecir el comportamiento y recobro final de un yacimiento. Es de vital importancia entender al máximo el comportamiento del yacimiento a cualquier etapa de su vida: recuperación primaria, secundaria y proyectos de mantenimiento de presión. La presión promedia juega un papel crítico en evaluación de campos, tamaño del pozo y de facilidades de superficie. Casi todo trabajo de intervención al pozo requiere de este parámetro. Durante las últimas tres decadas se ha efectuado muy poca investigación para determinar la presión promedia del yacimiento. La mayoría de los métodos existentes para su determinación se basan en técnicas convencionales, y algunos de ellos emplean gráficos correctivos para formas de yacimiento específicas lo cual los hace poco prácticos. Recientemente se introdujo una nueva metodología basada en la técnica Tiab Direct Synthesis (TDS) que usa la derivada de presión para determinar la presión promedia en formaciones homogéneas drenadas por pozos horizontales o verticales. Esta técnica ha sido extendida a yacimiento naturalmente fracturado usando información de la segunda línea recta del gráfico semilog. Por antonomasia, todos los yacimientos son naturalmente fracturados. La estimación de la presión promedia para yacimientos homogéneos debería ser un caso particular de los yacimientos naturalmente fracturados. Actualmente, se realiza el proceso inverso. En este artículo se presenta por primera vez una metodología nueva, fácil y práctica para yacimientos naturalmente fracturados sistemas heterogéneos) durante estado pseudoestable para pozos verticales, localizados en regiones de drene cerrados. Esta técnica usa una nueva ecuación analítica la cual a su vez usa un único punto de presión y derivada de presión correspondiente al flujo pseudoestable tardío, evitando el uso de cartas correctivas y curvas tipo. La técnica propuesta se verificó con casos sintéticos para valores del parámetro de flujo interporoso, Λ, de 1 y el coeficiente de almacenaje, ?, de 0 (yacimiento homogéneo) y se comparó satisfactoriamente con las técnicas convencionales y a la aplicación de un caso de campo. Esta técnica (Tiab, 1995) es exacta puesto que utiliza una solución analítica directa y se ajusta muy bien con los resultados obtenidos por el método convencional. La técnica es más práctica y fácil de usar que el método convencional.

Determining the vertical and areal distribution of the composition of volatile oil and/or gas condensate in the reservoir

La variación composicional en sentido vertical y areal debida tanto a efectos gravitacionales como a térmicos, juega un papel importante en la determinación de las reservas originales in-situ y en la adecuada selección del esquema de explotación de los yacimientos de aceite volátil y/o gas condensado. En este trabajo se presenta la formulación matemática del comportamiento termodinámico experimentado por fluidos composicionales, tipo aceite volátil y/o gas condensado, bajo la influencia de los efectos mencionados (gravitacionales y térmicos), la cual fue implementada en una herramienta software para determinar la variación composicional en sentido vertical y que además permite conocer la variación de la presión de saturación en la columna de hidrocarburos y la ubicación del contacto gas-aceite. Con los resultados obtenidos producto del uso de esta herramienta, se desarrolló una metodología para obtener una primera aproximación de la variación composicional en sentido areal para obtener mapas de distribución espacial de composición (isoplanos de composición) dentro del yacimiento, de componentes como el metano, el cual experimenta las mayores variaciones. Estos isoplanos de composición permiten determinar la ubicación espacial de los depósitos de hidrocarburos, de tal manera que se pueden seleccionar y aplicar estrategias de explotación para maximizar el recobro, tales como la perforación de pozos de relleno (infill wells), recañoneo, cañoneo de nuevas zonas, recobro mejorado, etc.

The compositional variation in vertical and areal direction due to gravitational and thermal effects, plays an important role in the determination of the original reserves in-situ and in the selection of the operation scheme for volatile oil and/or gas condensate reservoirs. In this work we presented the mathematical formulation of the thermodynamic behavior experienced by compositional fluids, such as volatile oil and/or gas condensate, under the influence of the mentioned effects (gravitational and thermal), which was implemented in a software tool, this tool determine the compositional variation in vertical direction and, in addition, it allows to know the saturation pressure variation in the hydrocarbon column and the location of the gas-oil contact. With the obtained results, product of the use of this tool, was developed a methodology to obtain one first approach of the compositional variation in areal direction to obtain compositional spatial distribution (isocomposition maps) in the reservoir, for components like the methane, which experiences the greater variations. These isocomposition maps allow to determine the location of the hydrocarbon deposits, in such a way that the production strategies can be selected and be applied to maximize the recovery, such as infill wells, perforation of new zones, EOR processes, etc.

MODELING AND REMOVAL OF BACK-SCATTERED NOISE FROM ROUGH TOPOGRAPHY IN LAND SEISMIC DATA

The seismic records of Colombian foothills are usually noisy and contaminated by coherent and high amplitude back-scattered associated with roughness topography, which obscure reflectors from deeper layers. To remove this back-scattered noise, filters have been applied getting satisfactory results for smooth topography and short offsets, but in general conventional methods yield unsatisfactory results. We applied an approach based in prediction and subtraction of the unwanted noise to attenuate it. The extracted source signature of each record and the shallow velocity model were input to the finite element software to model the acoustic wave equation, obtaining the back-scattered noise in each record. Each output was subtracted from its corresponding record, attenuating noticeably the noise. The procedure was applied in the shots records of a foothill seismic line providing an improved image of the stacked section after time processing. The software had been previously tested on synthetic data giving promising results.

Los registros del área del piedemonte colombiano están generalmente contaminados con ruido de gran amplitud asociado a la topografía, que oscurecen los reflectores de interés. Este ruido se intenta eliminar mediante filtros, lo cual funciona para topografía suave y offsets más cercanos, pero en general los métodos convencionales suministran resultados desalentadores. Hemos aplicado un método basado en la predicción y sustracción de este ruido con el fin de atenuarlo. La ondícula extraída de cada registro y el modelo de la capa somera, son alimentados a un programa hecho en elementos finitos que modela el comportamiento de la onda acústica y suministra la respuesta de la capa somera. Cada salida se sustrae de su correspondiente registro de donde se extrajo la ondícula, logrando un registro y una atenuación notable en él. Este procedimiento se aplicó a una línea sísmica de piedemonte, obteniéndose una mejor imagen de la sección apilada. El programa había sido previamente probado en datos sintéticos suministrando resultados promisorios.

DETERMINATION OF VERTICAL AND HORIZONTAL PERMEABILITIES FOR VERTICAL OIL AND GAS WELLS WITH PARTIAL COMPLETION AND PARTIAL PENETRATION USING PRESSURE AND PRESSURE DERIVATIVE PLOTS WITHOUT TYPE-CURVE MATCHING

it has been long recognized that in some reservoirs the flow does not follow the expected radial cylindrical pattern. Spherical flow may take place in systems with wells completed in thick reservoirs where a short completion interval is open to flow yielding a unique and more complex early-time pressure behavior. Some of the main reasons for partial penetration are to avoid coning of water and minimize sand production. A similar early-time pressure behavior may be due to the presence of plugged perforations. Such well completions are referred to as limited-entry, restricted-entry or partially penetrating wells. A typical case of spherical propagation of pressure transients occurs during the repeat formation tester measurements. Such a test measures spot formation pressures and recovers formation fluid samples for gaining an insight into the reservoir flow mechanics. The purpose of this study is to identify on the pressure and pressure derivative curves the unique characteristics for different flow regimes resulting from these type of completions and to determine various reservoir parameters, such as vertical, horizontal permeability, and various skin factors. The interpretation is performed using Tiab’s Direct Synthesis (TDS) Technique, introduced by Tiab (1993), which uses analytical equations obtained from characteristic lines and points found on the log-log plot of pressure and pressure derivative to determine permeability, skin and wellbore storage without using type-curve matching. The extension of this methodology for the case under study includes wellbore storage and skin effects. It is applied to both drawdown and buildup tests. We found that a spherical or hemispherical flow regime occurs prior to the radial flow regime whenever the penetration ratio of about 20%. A half-slope line on the pressure derivative is the unique characteristic identifying the presence of the spherical/hemispherical flow. The typical half-slope line of theses flow regimes is used to estimate spherical permeability and spherical skin values. These parameters are then used to estimate vertical permeability, anisotropy index and skin. Results of TDS technique where successufully compared to those of conventional technique for field and simulated examples.

Desde hace mucho tiempo se sabe que en algunos yacimeintos el flujo no sigue la trayectoria cilíndrica esperada. El flujo esférico puede ocurrir en sistemas con pozos completados en formaciones con mucho espesor con una pequeña porción de intervalo perforado abierto al flujo dando lugar a una única y más compleja respuesta de presión temprana. Algunas de las principales razones para acudir a penetración parcial es evitar la conificación de agua y minimizar la producción de arena. Un comportamiento similar de la presión a tiempos tempranos podría deberse al taponamiento en las perforaciones. Tales completamientos se denominan entrada limitada, entrada restringida o pozos con penetración parcial. Un caso típico de propagación esférica del transiente de presión ocurre durante medidas de RFT. Dicho registro mide presiones de formación y muestrea los fluidos de la formación para tener una idea de la mecánica de flujo en el yacimiento. El propósito de este estudio es identificar características únicas en le gráfico de la presión y la derivada para diversos regimenes de flujo que resultan de este tipo de completamientos y determinar los distintos parámetros del yacimiento. Tales como permeabilidad vertical, permeabilidad horizontal, y diversos factores de daño. La interpretación se lleva a cabo usando la Tiab’s Direct Synthesis (TDS) Technique, introducida por Tiab (1993), la cual usa ecuaciones analíticas obtenidas de líneas y puntos característicos hallados en el gráfico log-log de presión y derivada de presión para determinar permeabilidad, daño y almacenamiento sin emplear curvas tipo. La extensión de esta metodología para el caso en estudio incluye almacenamiento y daño. La técnica se aplica tanto a pruebas de restauración como de declinación de presión. Encontramos que el flujo hemisférico o esférico toma lugar antes del flujo radial siempre que la relación de penetración sea aproximadamente menor del 20%. Una pendiente negativa de ½ en la curva de la derivada es la característica única para identificar la presencia de flujo hemisférico/esférico. Esta línea típica de pendiente -½ se usa para determinar la permeabilidad esférica y los daños esféricos, para luego estimar la permeabilidad vertical y el índice de anisotropía. Los resultados de la TDS fueron satisfactoriamente comparados con casos de campo y casos simulados.

Advanced oxidation processes as phenol treatment in industrial sewage

Se explora la aplicación de tecnologías de oxidación avanzada en las aguas residuales típicas del proceso de refinación de crudo, como tratamiento para la mineralización de compuestos orgánicos, especialmente aromáticos de gran importancia, dada su toxicidad aún a muy bajas concentraciones, su resistencia a los tratamientos tradicionales especialmente los biológicos, los costos de tratamiento y las normas ambientales cada vez más exigentes. En este documento se explorarán los procesos conocidos como oxidación avanzada, ozonización en medio básico y ozonización con peróxido de hidrógeno, los cuales han sido reportados entre los de mayor potencial en el tratamiento de estos contaminantes. A diferencia de los estudios de oxidación avanzada para este sistema, en donde se evaluaron aguas con altas concentraciones de contaminantes, en este articulo se determinarán los efectos de procesos de oxidación avanzada para aguas de bajas concentraciones de contaminante previamente tratadas con otros procesos. Las evaluaciones de tratamiento se harán determinando los cambios de la concentración de los compuestos fenólicos en función del tiempo, la concentración de los agentes oxidantes, el pH tanto para aguas industriales como para las aguas sintéticas de concentración similar a las industriales con el fin de determinar la influencia de la complejidad de las mezclas sobre las eficiencias de la reacción. Los resultados obtenidos muestran que estos procesos son una alternativa muy promisoria en el tratamiento de compuestos fenólicos en aguas residuales.

Although more efficient and economical processes for the treatment of sewage have been developed in recent years, the challenge they are facing - due to the greater knowledge of the effect that pollutants have on the environment, the greater consumption of water because of the development of human and industrial activity and the reduction of fresh water sources- indicate that we are far from attaining the final solution. This affirmation specially applies to the pollutants which are resistant to biological treatment processes, such as most of the aromatic compounds found in sewage of the petrochemical industries. In this document, the processes known as advanced oxidation will be explored. Theses have been reported as having the greatest potential in the treatment of these pollutants. Likewise the results of the application of these technologies with waters typical of the petroleum industry will be reported. These have previously been evaluated with processes of typical ozonization.

MODELING SEGREGATED INSITU COMBUSTION PROCESSES THROUGH A VERTICAL DISPLACEMENT MODEL APPLIED TO A COLOMBIAN FIELD

Recently it has been proposed the incorporation of horizontal well technologies in thermal EOR processes like the in situ combustion process (ISC). This has taken to the conception of new recovery mechanisms named here as Segregated In-Situ Combustion processes which are conventional in-situ combustion process with a segregated flow component. Top/Down combustion, Combustion Override Splitproduction Horizontal-well and Toe-to-Heel Air Injection are three of these processes, which incorporate horizontal producers and gravity drainage phenomena. When applied to thick reservoirs a process of this nature could be reasonably modeled under concepts of conventional In-Situ Combustion and Crestal Gas Injection, especially for heavy oils mobile at reservoir conditions. A process of this nature has been studied through an analytic model conceived for the particular conditions of the Castilla Field, a homogeneous thick anticline structure containing high mobility heavy oil which seems to be an excellent candidate for the application of these technologies.

En los últimos años, se ha propuesto incorporar tecnologías de producción a través de pozos productores horizontales en procesos térmicos de recobro mejorado, como la Combustión In-Situ (ISC). Esto ha llevado a la concepción de nuevos mecanismos de recobro llamados aquí procesos de combustión segregada in-situ, los cuales corresponden a procesos convencionales de combustión en yacimiento, con un componente de flujo segregado. Tres de estos procesos son: top/down combustion, combustion override split-production horizontal-well y toe-to-heel air injection, en los cuales se han incorporado pozos productores horizontales y fenómenos de drenaje gravitacional. Cuando un proceso de este tipo es aplicado en yacimientos de gran espesor, el proceso es razonablemente modelado bajo conceptos de combustión in-situ convencional y procesos de inyección crestal de gases inertes, especialmente cuando en el yacimiento existe crudo pesado con algún grado de movilidad. Un proceso de esta naturaleza ha sido estudiado a través de un modelo analítico concebido para las condiciones particulares del campo Castilla, una estructura anticlinal bastante homogénea y de gran espesor, que contiene crudo pesado de alta movilidad; razones que lo hacen un posible candidato para la aplicación de dichas tecnologías.

EXPERIMENTAL STUDY AND CALCULATIONS OF THE NEAR CRITICAL BEHAVIOR OF A SYNTHETIC FLUID IN NITROGEN INJECTION

In recent years, the use of nitrogen has increased as gas injection to recover oil fluids near the critical point. The behavior of hydrocarbon mixture phases in the critical region shows very interesting complex phenomena when facing a recovery project with nitrogen. Therefore, it is important to have experimental information of the PVTx thermodynamic variable, often scarce, for this type of critical phenomena. This paper reports the experimental measures of the volumetric behavior and phases of synthetic fluid in a nitrogen injection process. The experiment was performed at laboratory scale, and it obtained variations on the saturation pressure, gas oil ratio, density and composition of the hydrocarbon phase when nitrogen was injected at molars of 10, 20, 30 and 40% on different volumetric portions of the mother sample. In addition, the data obtained experimentally was used to demonstrate the capacity of tune to compositional models. The data provided represents a valuable contribution to the understanding of phenomena associated with retrograde and near critical regions, as well as their use in tuning and developing more elaborate models such as Cubic Equations of State (EOS). It is worth highlighting the importance of this data in the potential processes of nitrogen, CO2, and lean gas injection, which require knowledge of the gas-oil ratio, saturation pressures, density and composition of the fluid in current production. The identification of the phenomena shown, represent a potential application to the modeling of displacements and maintaining the pressure in the improved recovery when scaling up the laboratory data to the field / reservoir conditions.

En años recientes se ha incrementado el uso de nitrógeno como gas de inyección para recuperar fluidos de petróleo cercanos al punto crítico. El comportamiento de fases de mezclas de hidrocarburos en la región crítica presenta fenómenos complejos de gran interés cuando se trata de encarar un proyecto de recuperación con nitrógeno. Es conveniente por tanto, tener información experimental de las variables termodinámicas PVTx, muchas veces escasas para este tipo de fenómenos críticos. El presente artículo reporta las medidas experimentales del comportamiento volumétrico y de fases realizadas sobre un fluido sintético en un proceso de inyección de nitrógeno. El experimento realizado a escala de laboratorio obtuvo las variaciones de la presión de saturación, relación gas aceite, densidad y composición de la fase de hidrocarburos al inyectar nitrógeno al 10, 20, 30 y 40% molar sobre diferentes porciones volumétricas de la muestra madre. Adicionalmente se utilizaron los datos obtenidos en forma experimental para demostrar la capacidad de ajuste a modelos composicionales. Los datos suministrados representan un aporte valioso en el entendimiento de los fenómenos asociados a las regiones retrogradas y cercanamente crítica, además de su uso en el ajuste y desarrollo de modelos más elaborados como las Ecuaciones Cúbicas de Estado (EOS). Es de resaltar la importancia que representan estos datos en los procesos potenciales de inyección de nitrógeno, CO2, y gas pobre, donde se requiere el conocimiento de las relación gas-aceite, presiones de saturación, densidades y composiciones del fluido en producción actual. La identificación de los fenómenos presentados representa una aplicación potencial al modelamiento de desplazamientos y mantenimiento de presión en el recobro mejorado al escalar los datos de laboratorio a condiciones de campo-yacimiento.

Aplication of genetics algorithms as an optimization tool in optimizing infill wells and the development of channels in fluvial deposit reservoirs

La optimización de la explotación de un campo petrolero requiere de la implementación de las más avanzadas técnicas para el incremento de su producción, entre las que se destaca la perforación de nuevos pozos de desarrollo (infill wells). Definir la ubicación más adecuada de estos pozos es un proceso complejo, debido a las diversas características geológicas del yacimiento y a la alta incertidumbre asociada a la distribución espacial de las unidades de flujo almacenadoras de hidrocarburos. En este artículo se presenta el desarrollo de una metodología alternativa y novedosa de simulación, que permite la ubicación de canales de flujo mediante la integración de modelamiento geoestadístico y computación evolutiva. La arquitectura del modelo geológico es definida por variables codificadas en un sistema binario, que conforman los cromosomas del algoritmo genético y que representan las facies características de un yacimiento de origen fluvial (arenas de canal - channels sand, barras de canal - point bars, arenas de desborde - natural levee, arenas de inundación - crevasse splay y depósitos de arcilla - floodplain shale). Como producto de la optimización del algoritmo genético, se obtiene un modelo de facies en el que se identifica el mejor trazado de los canales dentro del yacimiento, permitiendo un mayor conocimiento de la distribución espacial de las unidades de flujo y de las zonas de acumulación de hidrocarburos. La correcta implementación de esta herramienta de simulación facilita la localización de los puntos más adecuados para la perforación de nuevos pozos de desarrollo, el cañoneo de nuevos intervalos, programas de recañoneo, y/o la implementación de procesos de recobro mejorado, etc., llevando a maximizar el factor de recobro de hidrocarburos en yacimientos maduros.

Optimization of the exploitation of an oil field requires implementing the most advanced techniques aimed at the increase of its production. Among them, drilling new development wells (infill wells) stands out. Defining the most adequate location for such wells is a complex process, due to diverse geological characteristics of the reservoir, and to the high uncertainty associated to the spatial distribution of the hydrocarbon storing flow units. This article presents the development of an alternative and innovative simulation alternative, which allows locating flow channels by means of integrating geo-statistical modeling and evolutional computation. The architecture of the geological model is defined by variables which are coded in a binary system, which represent the chromosomes of the genetic algorithm, and represent the characteristic facies of a reservoir with fluvial origin (channel sand, point bars, natural levee, crevasse splay, and floodplain shale). As the product of the genetic algorithm optimization, a facies model is obtained, in which the best channel layout is obtained within the reservoir, allowing better knowledge of the spatial distribution of flow units and the hydrocarbon accumulation zones. The correct implementation of this simulation tool facilitates the location of the most adequate sites for the implementation of infill well drilling, new zone perforating, re - perforating programs and enhanced oil recovery process, carrying to maximization of hydrocarbon recovery factor in mature reservoirs.

NEW FINDING ON PRESSURE RESPONSE IN LONG, NARROW RESERVOIRS

during the process of reservoir characterization using well test analysis, before defining the reservoir model, it is convenient to properly identify flow regimes, which appear as characteristic patterns or “fingerprints” exhibited by the pressure derivative curve, because they provide the geometry of the streamlines of the tested formation. A set of reservoir properties can be estimated using only a portion of the pressure transient data of the flow regime. However, there are few cases with unidentified behaviors that deserve our attention. The ten flow regime patterns commonly recognized in the pressure or pressure derivative curves of vertical or horizontal wells are: radial, spherical, hemispherical, linear, bilinear, elliptical, pseudosteady, steady, double porosity or permeability and doubled slope. A ½ slope of the derivative trend is an indication of linear flow. If this shows up early, a hydraulic fractured well is dealt with, but if this shows up immediately after the radial flow regime an indication of a channel comes to our mind. A -½-slope line at early times of the derivative plot indicates either spherical or hemispherical flow. However, if this line is observed once linear flow vanishes we are facing an unidentified flow regime. We present the case of a channel reservoir with a well off-centered with respect to the extreme boundaries and close to a constant pressure boundary. At early times, the radial flow regime is observed and is followed by the linear flow regime. Once the open boundary is reached by the pressure disturbance, a -½ slope is observed on the pressure derivative plot and it lasts until the far extreme is felt. We simulated this behavior and plotted the isobaric lines and found out that a parabolic behavior shows up during this period of time. A typical behavior was found in Colombia in a reservoir of the Eastern Planes basin.

durante el proceso de caracterización de reservorio utilizando análisis de prueba de pozo, antes de definir el modelo de reservorio, es conveniente identificar correctamente los regímenes de flujo, los cuales aparecen como patrones característicos o “huellas digitales” que muestra la curva derivada de presión, porque proporcionan la geometría de las corriente de flujo (streamlines) de la formación probada. Se puede calcular un conjunto de propiedades de yacimiento utilizando apenas una porción de los datos transitorios de presión del régimen de flujo. Sin embargo, hay unos pocos casos con comportamientos no identificados que merecen nuestra atención. Los diez patrones de régimen de flujo comúnmente reconocidos en la presión o curvas derivadas de presión de pozos verticales u horizontales son: radial, esférica, hemisférica, lineal, bilineal, elíptica, pseudoestable, estable, doble porosidad o doble permeabilidad y de doble pendiente. Una pendiente de ½ de la tendencia de la derivada indica flujo lineal. Si ésto aparece a tiempos tempranos, se trata de un pozo hidráulicamente fracturado, pero si éste aparece inmediatamente después del régimen de flujo radial, pensamos en una indicación de canal. Una línea de pendiente -½ en los primeros tiempos del gráfico de la derivada es una indicación de flujo esférico o hemisférico. Sin embargo, si se observa esta línea una vez desaparece el flujo lineal, tenemos un régimen de flujo no identificado. Presentamos el caso de un yacimiento alargado con un pozo descentrado con respecto a los límites extremos y cerca a una barrera de presión constante. En los primeros tiempos, se observa el régimen de flujo radial y lo sigue un régimen de flujo lineal. Una vez la perturbación de presión alcanza la frontera abierta, se observa una pendiente de -½ en el gráfico de la derivada de presión que continúa hasta que se siente el extremo más lejano. Simulamos este comportamiento y graficamos las líneas isobáricas y descubrimos que el comportamiento parabólico aparece durante este periodo de tiempo. Se encontró un comportamiento típico en Colombia en un yacimiento de la cuenca de los Llanos Orientales.