CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro

QUANTITATIVE BIOSTRATIGRAPHIC MODEL FOR THE TERTIARY OF THE LOWER MAGDALENA BASIN, COLOMBIAN CARIBBEAN

The reinterpretation of biostratigraphic information by new models and quantitative correlation techniques substantially improves its resolution and its correlative potential, thus minimizing oil exploration risks. With this aim, biostratigraphic information, i.e. first (FO) and last (LO) occurrence events of benthonic and planktonic foraminifera was analysed from sixteen wells from the Lower Magdalena Valley (LMV). The inconsistencies found in the biostratigraphic record, i.e. varying successions of first and last appearances of species from well to well as a result of several factors such incomplete sampling and preservation, true variation in the distribution of fosil taxa, etc., and the great amount of biostratigraphic data makes it practically impossible to accurately constrain basin history from biostratigraphic information by unaided visual inspection. This motivates the treatment of biostratigraphic information with new quantitative approaches, such as constrained optimization (CONOP9 software) and graphic correlation concepts (GraphCor 3,0) and the comparative method approach of Cooper et al . (2001). The succession of biostratigraphic events found through the application of each technique was statistically filtered and compared with Kendall tau coefficients whose values were 0,8. An optimal biostratigraphic succession of LOs was found and calibrated with the Berggren et al . (1995) global time scale by a LOESS regression model for the middle Eocene-Pliocene interval, thus revealing three major changes in sediment accumulation rates for the basin during this time interval: (1) middle Eocene to Oligocene, with low accumulation rates, (2) early Miocene to middle Miocene, with high accumulation rates and (3) late Miocene to Pliocene, with lower accumulation rates. The calibrated composite succession enabled the construction of age-well depth plots, which indicate periods of local deposition and accumulation rates, and periods of erosion, no deposition or very low accumulation rates (unconformities). The best plots were used to build a model for the correlation of unconformities, which shows that they are heterochronous, lasted at least 2,5 Ma, and are of limited extent. Finally, a correlation model was proposed that includes: (1) a time-calibrated succession of biostratigraphic events, and (2) a Haq curve that shows how each geologic period is recorded in each well.

La reinterpretación de la información bioestratigráfica mediante nuevos modelos y técnicas de correlación podría mejorar sustancialmente su resolución y su potencial correlativo y disminuir el riesgo exploratorio. Con este fin, se tomó información de eventos de primeras (FO) y últimas observaciones (LO) de foraminíferos planctónicos y bentónicos en 16 pozos, localizados geográficamente en el Valle Inferior del Magdalena (VIM). Las inconsistencias halladas en el registro paleontológico (i.e. distintos órdenes de aparición y desaparición de una especie de pozo a pozo) y la gran cantidad de información disponible impiden por simple inspección visual descifrar con alta precisión, la historia bioestratigráfica de una cuenca. Esto motiva el tratamiento de la información bioestratigráfica con nuevas aproximaciones cuantitativas tales como optimización con restricciones (software CONOP9) y correlación gráfica (software GraphCor 3,0) y el desarrollo metodológico de Cooper et al . (2001). La sucesión de eventos bioestratigráficas encontrada mediante la aplicación de cada técnica fue estadísticamente filtrada y comparada con los coeficientes tau de Kendall cuyos valores fueron de 0,8. Se encontró una sucesión biostratigráfica óptima de LOs y se calibró con la escala de tiempo global de Berggren et al. (1995) mediante un modelo de regresión LOESS para el intervalo Eoceno medio-Plioceno temprano el cual reveló tres grandes cambios en las tasas de acumulación para la cuenca durante este intervalo: (1) Eoceno medio a Oligoceno, con bajas tasas de acumulación, (2) Mioceno temprano a Mioceno medio, con altas tasas de acumulación y (3) Mioceno tardío a Plioceno, con bajas tasas de acumulación. La sucesión compuesta calibrada permitió construir gráficos edad-profundidad de pozo, que indicaron períodos de depositación local y tasas de acumulación y períodos con muy bajas tasas de acumulación, no depositación o erosión (inconformidades). Los mejores de estos gráficos fueron usados para construir modelos de correlación de inconformidades, los cuales mostraron que estas son heterócronas y con duración de no menos de 2,5 Ma, pero que no afectaron en su totalidad al área de estudio. Por último, se planteó un modelo de correlación que incluyó: (1) una sucesión de eventos bioestratigráficos calibrada temporalmente, y (2) la curva de Haq que mostró como cada período geológico es registrado en cada pozo.

HEAT FLOW IN THE COLOMBIAN CARIBBEAN FROM THE BOTTOM SIMULATING REFLECTOR (BSR)

Geothermal heat flow in gas hydrate zones can be determined theoretically from the Bottom-Simulating Reflector. A Bottom-Simulating Reflector (BSR) has been observed in multichannel seismic data from the Caribbean offshore Colombia. This anomalous reflector, known to correspond with the base of the Gas Hydrate Stability Zone (GHSZ), can be used to estimate a range of possible values for the local heat flow using the stability field of gas hydrates and the thermal conductivity of the sediments. The study area extends from northern Guajira in the north to the Gulf of Uraba in the south, covering some 18 000 km². The heat flow was found to be 27,6 ± 4 mW/m² off the coast of Barranquilla, 37,9 ± 3,6 mW/m2 for northern Guajira, 33,2 ± 5,5 mW/m² for the central Guajira and 34,7 ± 9,4 mW/m² for the Cartagena -Gulf of Uraba offshore areas. These results are comparable to heat flow estimates of 30 and 42 mW/m² obtained for the south Caribbean by others using alternate methods. The estimated heat flow is relatively low in relation to other continental margins. The continuous and fast sedimentation rate from the Magdalena River may explain the anomalously low heat flow in the river delta area. The Cartagena-Gulf of Uraba zone evidences the presence of advection heat loss in the accretionary wedge of the South Caribbean deformation front.

El flujo de calor en zonas con presencia de hidratos de gas puede ser determinado teóricamente a partir de la ocurrencia del reflector simulador de fondo (BSR por su sigla en inglés), el cual ha sido detectado en registros de reflexión sísmica adquirida costa afuera del Caribe Colombiano. Este reflector anómalo, el cual se cree que coincide con la base de la zona de estabilidad de la capa de hidratos de gas, permite estimar un rango de valores de flujo de calor a partir de los diagramas de estabilidad de los hidratos y la correspondiente conductividad termal de los sedimentos. En este estudio se determinó el flujo de calor en el área costa afuera que se extiende desde la alta Guajira hasta el golfo de Urabá con un área interpretada de BSR de aproximadamente 18 000 km². Así, en estas regiones, el flujo de calor calculado varía de 27, 6 ± 4 para el sector costa afuera de Barranquilla en la zona correspondiente al delta del río Magdalena, 37,9 ±3,6 y 33,2 ± 5,5 mW/m² para el sector costa afuera de la alta Guajira y Guajira central respectivamente y 34,7 ± 9,4 para el sector costa afuera de Cartagena - Golfo de Urabá. Estos resultados son congruentes con estimaciones obtenidas en el Caribe Sur empleando métodos alternos, los cuales varían entre 30 y 42 mW/m². Los resultados obtenidos indican un flujo de calor estimado relativamente bajo en relación con otras márgenes continentales. La rápida y contínua sedimentación en el delta del río Magdalena parece disminuir el flujo de calor característico de esta zona. No hay evidencia de calor friccional en el frente de deformación del Caribe Sur. Sin embargo, la zona del golfo de Urabá en Cartagena evidencia la presencia de calor por advección en la cuña de acreción del frente de deformación Caribe Sur.

CALCULATION OF PHASE AND GROUP ANGLES, SLOWNESS SURFACES AND RAY TRACING IN TRANSVERSELY ISOTROPIC MEDIA

This paper presents some fundamental concepts of seismic anisotropy specifically those which have hexagonal symmetry (ordinarily called transversely isotropic in geophysics jargon). There were made calculations of phase and group angles at a planar interface separating an anisotropic media, using routines written in Matlab ® and Maple ® language. The slowness surfaces of the qP, qSV and SH wave, as well as the ray paths in these two media were also estimated. Although only the simplest situations are discussed, this paper is useful as a first step in understanding the fractured media, because it contains examples, software routines, and a reviewing of the basic concepts and formulas of wave propagation.

En este artículo se presentan los conceptos fundamentales de anisotropía sísmica específicamente en aquellos sistemas que tienen simetría hexagonal (comúnmente llamados transversalmente isótropos, en geofísica). Con la ayuda de rutinas implementadas en Matlab ® y Maple ® , se calcularon los ángulos de fase y grupo en una interfase entre un medio isótropo y anisótropo, las superficies de lentitud de fase de las ondas qP, qSV y SH; así como la trayectoria de los rayos en éstos dos medios. Aún cuando se analizaron las situaciones más sencillas, este artículo resulta útil como un primer paso para entender los medios fracturados, debido a que contiene ejemplos, rutinas y la revisión de los conceptos y fórmulas básicas de la propagación de ondas.

Converted waves applied to fracture detection in the Catatumbo Area, Colombia

The multicomponent (3C) seismic method is an emerging technology, which allows recording the complete wave field, including converted (PS) waves. Methods to obtain information about fractured rocks have been developed from these data since anisotropy, an effect of parallel fracture trains, generates birefringence of PS waves. We present here an application of this technology to data from an experimental seismic survey from a setting of NE Colombia. The geological characteristics of this setting were challenging for the current processing methods. A 3C seismic line following geological strike and another one following dip were processed. Coherent noise statics correction and velocity analysis required an iterative approach. The presence of polar anisotropy related to stratification, was taken into account for stacking. This approach greatly improved the resulting section, verifying its suitability. Three seismic sections, each one corresponding to a component, were obtained for the strike line. An azimuthal anisotropy analysis was carried out on them. Significant results were found, that might imply the presence of natural fracturing directions. This result requires to be tested with complementary geological information. About the dip line processing, the method applied appear unsatisfactory. There were identified shortcomings of processing related to dipping strata and complex structures, which became worse by the noisy data. More advanced processing methods would be required in this case.

El método sísmico multicomponente (3C) es una tecnología emergente que permite registrar todo el campo de onda, incluyendo las ondas convertidas (PS). Se han desarrollado métodos para obtener información acerca de las rocas fracturadas a partir de estos datos, ya que la anisotropía azimutal, un efecto de los trenes paralelos de fracturas, genera birrefringencia en las ondas PS. Aquí presentamos una aplicación de esta tecnología a datos sísmicos experimentales obtenidos en un sitio al Nordeste de Colombia, cuyas características geológicas son retadoras para el estado actual de los métodos de procesamiento. Se procesaron dos líneas sísmicas, una siguiendo el rumbo de las estructuras geológicas y otra siguiendo el buzamiento. El filtramiento de ruido coherente, la corrección estática y el análisis de velocidad requirieron de un enfoque iterativo especial. Se tuvo en cuenta la presencia de anisotropía polar, relacionada con la estratificación, en el proceso de apilamiento, con lo cual se mejoró la sección resultante, verificando así la ventaja de ese modelo. Para la línea de rumbo se obtuvieron tres imágenes sísmicas, una correspondiente a cada componente. Con base en ese resultado se hizo un análisis de anisotropía azimutal, en el que se obtuvieron resultados significativos. Estos resultados podrían implicar la presencia de direcciones de fracturas naturales, las cuales requieren de información geológica complementaria para su verificación. Con respecto a la línea de buzamiento, los métodos de procesamiento no fueron satisfactorios. Se identificaron limitaciones relacionados con los estratos bufantes y las estructuras complejas, las cuales se agudizan en la presencia de datos ruidosos. Se requieren métodos más avanzados en este caso.

CAPILLARITY AND RAPID FLOW EFFECTS ON GAS CONDENSATE WELL TESTS

The state-of-the-art of gas condensate well tests for pressures below the dewpoint are basically based upon a two-zone composite radial model, which consists of a near-wellbore region having liquid condensation and a monophasic flow zone with no gas condensate saturation. Information obtained from laboratory tests suggests the presence of three zones having different fluid mobilities: (1) a far region from the well with initial liquid condensate saturation of zero, (2) a near wellbore zone having an increased condensate saturation and a reduced gas mobility, and (3) an intermediate zone from the well with both high capillary and increasing gas relative permeability which leads to gas mobility restoring due to condensate blocking. The gas condensate saturation is higher than its critical value, then the condensate phase is mobile. In this study, both the rapid flow and capillary number effects on gas condensate reservoirs from well pressure test data are dealt with. We observed that the nondarcy effect originates additional pressure drop which is proportional to the flow rate while, the capillary number causes a reduction of condensate saturation in the near wellbore area and the reservoir providing a negative skin factor which contributes to fluid mobility, and therefore, production. Besides that, we also included the possitive coupled effect, defined here as the simoultaneous action of nondarcy flow and capillary number; which is more relevant at relatively low gas rates. We found out that the capillary number dominates the nondarcy effect leading to a reduction in condensate saturation.

Los trabajos publicados para el análisis de pruebas de presión en yacimientos de gas condensado cuando la presión cae por debajo de la presión de rocío son basados fundamentalmente en un modelo radial compuesto de dos zonas, el cual representa la región de formación de líquido alrededor del pozo y una zona de flujo monofásico con saturación de líquido condensado igual a cero. Los experimentos de laboratorio sugieren que existen tres zonas con diferente movilidad: 1) una zona lejana al pozo, con saturación inicial de líquido condensado, 2) una zona cercana al pozo, en donde se incrementa la saturación de condensado y disminuye la movilidad del gas y 3) una zona inmediata a la vecindad del pozo con alto número capilar e incremento en la permeabilidad relativa al gas, resultando en una recuperación de la movilidad del gas debido al bloqueo por condensado. La fase de condensado es móvil, la saturación de condensado es mayor que la saturación crítica de condensado. En este trabajo se investigan los efectos de flujo no darcy y número Capilar en yacimientos de gas condensado a partir de pruebas de presión. Se determinó que el efecto de flujo turbulento causa una caída de presión adicional proporcional al caudal de flujo; el efecto de número capilar reduce la saturación de condensado alrededor del pozo y en el yacimiento. Adicionalmente se analiza el efecto positivo acoplado (Flujo no darcy y número Capilar) el cual es más relevante cuando se tienen caudales relativamente bajos de gas, el efecto de número capilar domina el efecto de flujo no darcy reduciendo la saturación de condensado.

DEVELOPMENT OF A SUPER ACCELERATED SUCCESSIVE SUBSTITUTION, NEW METHOD FOR SATURATION PRESSURE CALCULATION IN SYNTHETIC MIXTURES AND RESERVOIR FLUIDS

This paper explains a new method of Super-Accelerated Successive Substitution (SASS) for saturation pressure calculation, in multi-component mixtures of reservoir fluids and synthetic mixtures. The new iterative scheme is characterized by its speed and convergence, even in the critical region. It is easy to implement since it iterates on a single variable, the pressure. In order to demonstrate and to prove the applicability of the new method thirteen samples of fluids were chosen, covering mostly, the most common ranges composition - pressure - temperature (including the critical region) found in phase equilibrium problems in the petroleum industry. This SASS method was compared with other bubble point and dew point calculation methods; such as Conventional Successive Substitution (CSS) and Accelerated Successive Substitution (ASS), and it showed to be faster and more reliable.

En el presente trabajo se desarrolla un nuevo método de Sustitución Sucesiva Súper Acelerado (SSSA) para el cálculo de las presiones de saturación de mezclas multicomponentes de fluidos de yacimientos y mezclas sintéticas. El nuevo esquema iterativo se caracteriza por su rapidez y convergencia, aún en la región crítica. Es fácil de implementar y además itera sobre una sola variable, la presión. Para demostrar y probar la aplicabilidad del nuevo método se escogieron trece muestras de fluidos, los cuales cubren, en su mayoría, los rangos de composición - presión - temperatura (incluyendo la región crítica) más usuales, encontrados en los problemas de equilibrio de fases en la industria petrolera. Este método de SSSA se comparó con otros utilizados para el cálculo de puntos de burbuja y rocío, tales como la Sustitución Sucesiva Convencional (SSC) y Sustitución Sucesiva Acelerada (SSA), y demostró ser más rápido y confiable.

STIMULATION JOBS EVALUATION BASED ON DECLINE CURVE ANALYSIS

The assessment of the success of a stimulation job often has a lot of uncertainties caused by the different viewpoints assumed by engineers. This paper presents a methodology to evaluate the success of workovers jobs, using common production data and well known equations. For wells in pseudo-steady state flow, assuming that the oil rate can be extrapolated using decline curve analysis, the effectiveness of the stimulation job is quantified in terms of additional oil reserves, changes in productivity index, removed skin and profits. A MatlabTM software application was built to calculate the declining parameters and two examples in the Brisas field (an oilfield located at the Southwest of Colombia) are used to illustrate the methodology.

La evaluación del éxito de un trabajo de estimulación presenta muchas incertidumbres debido a los diferentes enfoques asumidos por los ingenieros. En este artículo se expone una metodología para evaluar el éxito de los trabajos de reacondicionamiento de pozo, utilizando datos de producción de uso habitual y ecuaciones de amplio uso en la industria del petróleo. Asumiendo que el pozo se encuentra fluyendo a estado seudo-estable y que el caudal de aceite puede ser extrapolado utilizando el análisis de curvas de declinación, la efectividad de los trabajos de estimulación es cuantificada en términos de reservas adicionales de aceite, cambios en el índice de productividad, factor de daño removido y beneficios económicos. Un software de aplicación fue construido en MatlabTM para calcular los parámetros de declinación, y fueron utilizados dos ejemplos de aplicación en el campo Brisas (un campo ubicado al sur-occidente colombiano) para ilustrar la metodología.

EFFECT OF WELL STIMULATION ON THE SKIN FACTOR IN ELONGATED RESERVOIRS

Because of fluvial deposition or faulting, many reservoirs around the world may possess a long and narrow geometry in which linear flow is expected to take place once radial flow vanishes, if existed. In any system through which a fluid flows, a change in the path direction causes additional pressure drop. Hydrocarbon reservoirs are not the exception to the rule. A change from radial flow to linear flow will be reflected as an additional pressure drop which may be referred as a skin factor, or more specifically, a geometric skin factor. A couple of studies in the oil literature have named skin factors due to the change in flow patterns. Besides this, most of the commercial softwares may neither include nor calculate these types of skin factors since the simulations are normally run using the image methods, then, skin factors due to changes in flow path may be neglected. Using the only methodology available to estimate the linear skin factors, it has been found from the experience on some field cases that this parameter is quite high in some cases and very small in other systems. Therefore, this paper is committed to the determination of the factors affecting the value of the linear skin factor and their impact on reservoir management. It was found that neither reservoir permeability nor reservoir elongation had a significant impact on the linear skin factor value; however, the well stimulation does play an important role. The more damaged the well, the higher the linear skin factor value. From our simulation study, we found out that no matter if the well has a zero mechanical skin factor, still the linear skin factor has a high value. Besides, we demonstrated that the total skin factor increases as the linear skin factor increases with a ratio of 2,7385: 1,7385. Two Colombian field cases were worked with the purpose of verifying the findings of this article.

Muchos yacimientos en el mundo poseen una geometría larga y estrecha causada por depositaciones fluviales o fallamiento. En ellos, se espera el desarrollo del flujo lineal una vez que el regimen de flujo radial, si lo hubiere, se desvanezca. En un sistema a través del cual existe flujo de fluidos, cualquier cambio en la trayectoria de flujo origina una caída de presión adicional. Los yacimientos de hidrocarburos no se exceptúan de esta regla. Un cambio de flujo radial a flujo lineal se refleja como una caída de presión adicional la cual podría tratarse como un factor de daño. Los factores de daño debido al cambio de patrones de flujo han sido mencionados un par de veces en la literatura petrolera. Además de ésto, la mayoría de los programas de computador comerciales no incluyen la determinación de este tipo de factores de daño puesto que sus simulaciones usan el método de las imágenes, y por lo tanto, los factores de daño debido a cambios en la dirección de flujo podrían estar siendo ignorados. En este trabajo se determinó por la experiencia del uso de la única metodología disponible para estimar los factores de daño lineales en algunos casos de campo, que éstos pueden tener valores muy altos en algunos casos o muy pequeños en otros sistemas. Por lo tanto, el propósito de este artículo es el de determinar los agentes que afectan el valor del factor de daño lineal y su impacto en la administración del yacimiento. Se encontró que ni la permeabilidad ni la elongación del yacimiento tuvieron un impacto significativo en el valor del factor de daño lineal; sin embargo, el grado de estimulación en el pozo sí juega un papel importante. Entre mayor sea el daño en el pozo, mayor será el valor del factor de daño lineal. En nuestro estudio de simulación, encontramos que aunque el pozo posea cero daño mecánico, todavía el valor del factor daño lineal es alto. Además, demostramos que el factor de daño total se incrementa con el factor de daño lineal en una proporción de 2,7385:1,7385, respectivamente. Trabajamos dos casos de campo en yacimientos Colombianos para verificar los descubrimientos presentados en este artículo.

Fundamental principles for the conceptual design of a scaled physical model to evaluate of electric resistive heating

El objetivo de este artículo es presentar una breve descripción del procedimiento llevado a cabo para el escalamiento de un modelo físico que representará el comportamiento del campo La Hocha al ser sometido a un proceso de calentamiento eléctrico resistivo. En la primera parte de este escrito se describen los principios básicos para el escalamiento físico. Seguidamente, se plantean las ecuaciones fundamentales para el proceso de calentamiento eléctrico resistivo, su transformación a la forma adimensional y los grupos de similaridad que permitirán el escalamiento del modelo. El proceso de escalamiento toma forma en la sección final, en donde se definen las características del prototipo de campo, las fuerzas a reproducir en el modelo, la alternativa de escalamiento seleccionada, el cálculo de las propiedades del modelo y finalmente una validación del escalamiento en el simulador térmico STARS-CMG. El diseño conceptual del modelo físico para el proceso de calentamiento eléctrico resistivo en el campo La Hocha (Hocol S.A.), requirió la combinación de alternativas de escalamiento tradicionales a baja presión y baja temperatura.

This paper is aimed at presenting a short description of the procedure carried out for the scaling of a physical model representing the behavior of La Hocha field by subjecting it to a resistive electrical heating process. The first part of this paper describes the basic principles for the physical upgrading, then the fundamental equations are proposed for the resistive electrical heating process, its transformation into the non-dimensional form and the similarity groups enabling the model scaling. The scaling process takes its form in the final section, where the field prototype characteristics, as well as the forces to be reproduced in the model, the chosen scaling option and calculations of the model properties are defined herein. A validation of the scaling in the thermal simulator (STARS-CMG) is also provided. The physical model conceptual design for the electrical resisting heating process in La Hocha field (HOCOL S.A.) required the combination of low pressure and low temperature traditional scaling options.

CONVENTIONAL ANALYSIS FOR CHARACTERIZATION OF BI-RADIAL (ELLIPTICAL) FLOW IN INFINITE-CONDUCTIVITY VERTICAL FRACTURED WELLS

It is difficult to ignore a 0,36-slope line, bi-radial flow, which shows up in the pressure derivative plot of many well pressure tests conducted in hydraulically fractured vertical wells. Needless to say that interpretation of this flow regime as linear flow introduces errors in the estimation of the fracture parameters. Very few technical papers have dealt with the bi-radial or elliptical flow. Even though, none of the commercial well test interpretation packages name it, they can reproduce the typical pressure behavior in which elliptical flow is seen. For more than half a century, conventional techniques have been a very reputed and respected method for interpretation of well pressure tests. Therefore, it is necessary to add a new methodology to complement the conventional technique so that the bi-radial/elliptical flow can be characterized, and of course, its application leads to an appropriate evaluation and assessment of a fracture treatment. Therefore, this paper provides a new alternative which allows to obtain the slope of the cartesian plot of pressure vs. either t 0,36 (for drawdown) or ([ t p +?t ] /?t ) 0,36 (for buildup) from which the half-fracture length is readily estimated. The proposed technique was verified by the application of a field case and a simulated example.

Resulta difícil ignorar la presencia de un línea recta con pendiente de 0,36, flujo bi-radial, que se presenta en el gráfico de la derivada de presión en muchas pruebas de presión conducidas en pozos con fracturas hidráulicas verticales. Sobra decir, que la interpretación de este régimen de flujo como si fuese un régimen de flujo lineal introduce errores en la estimación adecuada de los parámetros de la fractura. Muy pocos artículos técnicos han hablado acerca del flujo bi-radial o elíptico. Incluso, ningún paquete comercial de interpretación de pruebas de presión lo nombra como tal, en muchos casos, éstos pueden reproducir el comportamiento del flujo elíptico. Por más de medio siglo, las técnicas convencionales han sido un método muy famoso y respetado para analizar pruebas de presión. Por lo tanto, surge la necesidad de complementar esta metodología de modo que el flujo bi-radial/elíptico pueda caracterizarse, y por supuesto, su aplicación conlleve a una evaluación y valoración adecuada de un tratamiento con fracturas hidráulicas. Por ello, este artículo trata de, precisamente, proporcionar una alternativa nueva que permita obtener la pendiente cartesiana de un gráfico de presión ya sea contra t 0,36 (para pruebas de declinación) o ([ t p +?t ] /?t ) 0,36 (para pruebas de restauración) de la cual se obtiene fácilmente la longitud media de la fractura. La metodología propuesta se verificó mediante la aplicación exitosa a un caso de campo y una prueba sintética.

DEVELOPMENT OF A METHODOLOGY TO DETERMINE THE AROMATIC STRUCTURAL DISTRIBUTION IN LIGHT AND MEDIUM PETROLEUM FRACTIONS BY HPLC

This paper features the development of a new methodology for the quantification of aromatic species in light and medium fractions derived from petroleum by means of High Performance Liquid Chromatography Associated to a Diode Array Detector (HPLC-UV-DAD). The proposed method is based on the selectivity that the chromatographic system presents when used to separate and detect the aromatic compounds with different number of rings that allow the quantification of defined species such as mono, di and tri-aromatics respectively. A mathematical algorithm was generated to obtain from the ultraviolet spectra of each one of the identified hydrocarbons families the concentration for each specie equivalent to the one generated by high resolution mass spectrometry hydrocarbon type analysis. The method applicability was verified in light samples (diesel) with average relative errors of 1,18%, 3,30% and 15,21% in hydrocarbon determination of mono, di and tri-aromatics respectively. The methodology was preliminary evaluated with light and medium gas oils but unavailability of mass spectrometry data did not allow to test predictive accuracy. This instrumental technique is presented as an alternative for the characterization of light and medium petroleum fractions by HPLC-UV-DAD when traditional methods of analysis are not available.

En este trabajo se presenta el desarrollo de una metodología para la cuantificación de especies aromáticas en fracciones livianas y medias derivadas del petróleo mediante Cromatografía Líquida de Alto Desempeño acoplada a un sistema de Detección de Arreglo de Diodos (HPLC-UV-DAD). El método propuesto se basa en la selectividad que presenta el sistema cromatográfico utilizado para separar y detectar los compuestos aromáticos con diferente número de anillos que permite cuantificar especies definidas como mono, di y tri-aromáticas respectivamente. Se generó un algoritmo matemático para obtener, a partir de los espectros ultravioleta de cada una de las familias de hidrocarburos identificada, la concentración de cada especie equivalente a la que generaría el método de espectrometría de masas de alta resolución. Se verificó la aplicabilidad del método en muestras livianas (diesel) donde se encontraron errores relativos promedio de 1,18%, 3,30% y 15,21% en la determinación de hidrocarburos mono, di y tri-aromáticos respectivamente. Posteriormente la metodología propuesta fue empleada en el análisis de gasóleos livianos y medios pero la exactitud del método no pudo ser determinada debido a la no disponibilidad de información de caracterización por espectrometría de masas para las muestras mencionadas. Esta técnica instrumental se presenta como una alternativa para la caracterización de productos derivados del petróleo en los cuales los métodos tradicionales de análisis no pueden ser aplicados.

ANALYSIS OF EFFLUENT FROM CAUSTIC TREATMENT PLANTS: IMPROVEMENT OF ACCURACY IN THE SIMULTANEOUS POTENTIOMETRIC DETERMINATION OF SULFIDE AND MERCAPTIDE IONS

Potentiometric titration using silver nitrate for determination of sulfide and mercaptide ions, as defined by the UOP Method 209, has been widely used for quality control of Spent Caustic Neutralization Unit in petroleum industries. However, it has been found this procedure does not provide accurate results for samples taken from units based on Wet Air Oxidation (WAO) technology. Therefore, possible sources of error, such as concominant species, between-analytes interference and titration solvent, were investigated and adjustments in the method were proposed. Aqueous media should be used to prepare the titration solution instead of the recommended alcoholic solvent which was found to be related to the quite low analyte recoveries in WAO unit samples. The modified method can be successfully applied to samples with different chemical compositions which is the main advantage over the reference procedure. Limit of detection and relative standard deviation of 0,5 mg.L-1 and 5,2% for sulfide and 0,6 mg.L-1 and 5,5% for mercaptide were achieved.

La titulación potenciométrica utilizando nitrato de plata para determinación de iones de sulfuro y mercaptido como lo define la UOP Método 209, ha sido ampliamente utilizada para establecer el control de calidad de la Unidad de Neutralización Cáustica para las industrias del petróleo. Sin embargo, se ha establecido que este procedimiento no arroja resultados precisos para muestras tomadas de unidades basadas en Oxidación por Aire Humedecido (WAO). Por consiguiente, se investigaron las fuentes de error tales como especies concomitantes, interferencia entre análitos y solvente de titulación y se propusieron ajustes del método. Deben utilizarse medios acuosos para preparar la solución de titulación, en lugar del solvente alcohólico recomendado, el cual demostró estar relacionado con las recuperaciones de análitos bastante bajas en las muestras de la unidad WAO. El método modificado puede aplicarse con éxito a muestras que tengan distintas composiciones químicas, lo cual es la principal ventaja sobre el procedimiento de referencia. Se lograron límites de detección y desviaciones estándar relativas de 0,5 mg.L-1 y 5,2% para sulfuros y 0,6 mg.L-1 y 5,5% para mercaptidos.

RAPID CHARACTERIZATION OF DIESEL FUEL BY INFRARED SPECTROSCOPY

It is described an analytical method to characterize a diesel sample in a three minutes period using a portable infrared analyzer. The new models incorporated in the equipment were developed using the software of the equipment and analytical data generated in Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), Ecopetrol S.A. labs. Based on this technique it is possible to obtain information about total aromatic content, sulphur content, polynuclear aromatic content and distillation temperatures in a diesel fuel sample. According to the validation results that showed some error bigger than the reproducibility of the original methods, it is recommended to use the proposed method as a semi quantitative one.

Se describe un método analítico que utiliza un analizador infrarrojo portátil para caracterizar una muestra de diesel en tres minutos. Los nuevos modelos incorporados en el equipo fueron desarrollados utilizando el software de éste a partir de muestras caracterizadas en los laboratorios del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), Ecopetrol S.A. Mediante esta técnica es posible obtener información sobre el contenido de aromáticos totales y aromáticos polinucleares, el contenido de azufre y la curva de destilación de una muestra de diesel. Dado que los errores observados en la validación superan en algunos casos la reproducibilidad de los métodos de origen, se recomienda el uso de la técnica a nivel semicuantitativo.

COMENTARIO A: "Quantitative biostratigraphic model for the Tertiary of the Lower Magdalena Basin, colombian caribbean" por Cuartas, Jaramillo, & Martínez, 2006

RESPUESTA A COMENTARIO SOBRE:"Quantitative biostratigraphic model for the Tertiary of the Lower Magdalena Basin, colombian caribbean"