CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro

THE STRUCTURAL STYLE OF FOOTWALL SHORTCUTS ALONG THE EASTERN FOOTHILLS OF THE COLOMBIAN EASTERN CORDILLERA. DIFFERENCES WITH OTHER INVERSION RELATED STRUCTURES

For the first time we show geological evidence of unambiguosly documented footwall shortcuts adjacent to the trace of inverted master nomal faults, in the Eastern Cordillera of Colombia. The Eastern Cordillera is an orogen whose width and location are traced by a Mesozoic graben. However, few structures related with the graben have been documented up to the date. In this study we propose the Ariari-Guatiquía region as a type location for a unique observation of footwall shortcuts. The master normal faults in the Ariari-Guatiquia region, and documented in this manuscript, were active during the Lower Cretaceous, partially inverted during the Andean orogenesis (since the Oligocene at least) and active still nowadays. In the hangingwall basins of those master normal faults, like the Servitá fault, all the Cretaceous syn-rift sequence has been deposited and maximum paleo temperatures in the lowermost Cretaceous rocks are higher than those for the Zircon FT partial annealing zone (~250°C; 23,15 K). In contraction, the inverted master normal faults are high angle basement involved features that generated the main topographic contrast and exposing Lower Cretaceous units or older. In contrast, in the adjacent footwall shortcuts only part of the syn-rift Lower Cretaceous sequence was deposited or more commonly was not deposited at all. Maximum paletemperatures reached by the basal Cretaceous units exposed in the hanging wall blocks of the footwall shortcuts are always less than those of the Zircon FT partial annealing zone (~250°C; 23,15 K). Finally we use AFT data to document that the footwall shortcuts originated during the Late Miocene and later as shallowly dipping faults generating low elevation hanging wall areas. All the described features are present in the Ariari-Guatiquia region. However, northwards and along strike in the Eastern foothills there is a lot of partially analogue scenarios with respect to those described in the Ariari-Guatiquia region. Therefore we deduce that a similar structural segmentation should be present along the entire Eastern foothills of the Colombian Eastern Cordillera. Based on that we propose plausible candidates for master inverted normal faults and footwall shorcuts in other areas of the Eastern foothills.

Por primera vez se muestran evidencias geológicas de fallas de atajo cuya documentación es inequívoca. Estas fallas son adyacentes al trazo de fallas normales invertidas en la Cordillera Oriental de Colombia. La Cordillera Oriental es un orógeno cuya anchura y localización son definidas por un graben Mesozoico. Sin embargo, pocas estructuras relacionadas con el graben han sido documentadas hasta la fecha. En este estudio se propone la región del Ariari-Guatiquía como localidad tipo que permite una observación única de fallas de atajo. Las Fallas normales principales de la región del Ariari-Guatiquía, documentadas en este manuscrito, fueron activas durante el Cretaceo Inferior, parcialmente invertidas durante la Orogenia Andina (desde el Oligoceno por lo menos) e incluso son activas en el presente. En las cuencas del bloque colgante de estas fallas principales, como la falla de Servitá, se depositó toda la secuencia Cretácica syn-rift y posteriormente las máximas paleo temperaturas alcanzadas por la secuencia Cretácica fueron mas altas que aquellas correspondientes con la zona de borrado parcial de las trazas de fisión en zircones (~ 250°C; 23,15 K). En contracción, las fallas normales principales se convierten en fallas de alto ángulo con basamento implicado que generan el máximo contraste topográfico y exponen unidades del Cretáceo Inferior o más antiguas. Por contraste, en las fallas de atajo adyacentes solo se depositó parte de la secuencia syn-rift del Cretáceo Inferior o en muchos casos no hubo en absoluto depositación del Cretáceo Inferior. Las máximas paleo temperaturas alcanzadas por las unidades del Cretáceo Inferior depositadas en los bloques colgantes de las fallas de atajo son siempre menores que aquellas de la zona de borrado parcial de trazas de fisión en zircones (~ 250°C; 23,15 K). Finalmente se utilizan datos de trazas de fisión en apatitos para documentar que las fallas de atajo se originaron durante el Mioceno tardío y después, como fallas de bajo angulo generando áreas de bloque colgante de poca elevación. Todas las características descritas se observan en la región del Ariari-Guatiquía. Sin embargo, al norte y a lo largo del rumbo en el Piedemonte Oriental de la Cordillera Oriental se observan dominios estructurales con características parcialmente análogas respecto a aquellas observadas en la región del Ariari-Guatiquía. Por consiguiente se deduce que una segmentación similar debe estar presente a lo largo de todo el Piedemonte Oriental de la Cordillera Oriental. Con base en esto se postulan candidatos plausibles para ser fallas normales principales invertidas y para ser fallas de atajo.

A NEW METHOD FOR THE EXPERIMENTAL DETERMINATION OF THREE-PHASE RELATIVE PERMEABILITIES

Petroleum reservoirs under primary, secondary or tertiary recovery processes usually experience simultaneous flow of three fluids phases (oil, water and gas). Reports on some mathematical models for calculating three-phase relative permeability are available in the Literature. Nevertheless, many of these models were designed based on certain experimental conditions and reservoir rocks and fluids. Therefore, special care has to be taken when applying them to specific reservoirs. At the laboratory level, three-phase relative permeability can be calculated using experimental unsteady-state or steady state methodologies. This paper proposes an unsteady-state methodology to evaluate three-phase relative permeability using the equipment available at the petrophysical analysis Laboratory of the Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) of Ecopetrol S.A. Improvements to the equipment were effected in order to achieve accuracy in the unsteady-state measurement of three-phase relative permeability. The target of improvements was directed toward to the attainment of two objectives:1) the modification of the equipment to obtain more reliable experimental data and 2) the appropriate interpretation of the data obtained. Special attention was given to the differential pressure and uncertainty measurement in the determination of fluid saturation in the rock samples. Three experiments for three-phase relative permeability were conducted using a sample A and reservoir rock from the Colombian Foothills. Fluid tests included the utilization of synthetic brine, mineral oil, reservoir crude oil and nitrogen. Two runs were conducted at the laboratory conditions while one run was conducted at reservoir conditions. Experimental results of these tests were compared using 16 mathematical models of three-phase relative permeability. For the three-phase relative permeability to oil, the best correlations between experimental data and tests using Blunt, Hustad Hasen, and Baker's models were obtained at oil saturations between 40% and 70%.

Los yacimientos de petróleo que producen bajo procesos de recobro primario, secundario o terciario, usualmente involucran el flujo simultáneo de tres fluidos (agua, aceite y gas). En la literatura se encuentran modelos matemáticos para predecir la permeabilidad relativa al aceite tres fases. Sin embargo, muchos de estos modelos fueron formulados para determinadas condiciones experimentales, y para ciertas rocas y fluidos de yacimiento, por lo cual se debe tener cuidado al aplicarlo a un yacimiento específico. Al igual que en el caso de dos fases, las permeabilidades relativas tres fases pueden ser evaluadas en laboratorio por metodologías estado estable o estado no estable. En este trabajo se propone una metodología estado no estable para evaluar experimentalmente permeabilidades relativas tres fases, a partir de los equipos que tiene el laboratorio de análisis petrofísicos del Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) de Ecopetrol S.A. Para lograr la medición de permeabilidades relativas tres fases estado no estable en el laboratorio de petrofísicos del ICP, se realizaron mejoras en el equipo de medición de permeabilidades relativas con separador trifásico. Las mejoras fueron dirigidas a lograr dos objetivos: modificar el equipo con el fin de obtener datos experimentales más confiables e interpretarlos apropiadamente. Se prestó especial atención a las mediciones del diferencial de presión y a las incertidumbres en las mediciones de saturación de fluidos en la muestra de roca. Se realizaron tres corridas de permeabilidad relativa tres fases usando una muestra de Berea, y una muestra de roca del Piedemonte Colombiano. Como fluidos de prueba se usaron salmuera sintética, aceite mineral, crudo de yacimiento y nitrógeno. Se realizaron dos corridas a condiciones de laboratorio y una a condiciones de yacimiento. Los resultados experimentales fueron comparados por los predichos usando 16 modelos matemáticos. En el caso de permeabilidad relativa al aceite tres fases, las mejores correlaciones entre los datos experimentales y los predichos por los modelos de Blunt, Hustad Hasen, Baker se obtuvieron a saturaciones de aceite entre el 40% y 70%.

RATE TRANSIENT ANALYSIS FOR HOMOGENEOUS AND HETEROGENEOUS GAS RESERVOIRS USING THE TDS TECHNIQUE

In this study pressure test analysis in wells flowing under constant wellbore flowing pressure for homogeneous and naturally fractured gas reservoir using the TDS technique is introduced. Although, constant rate production is assumed in the development of the conventional well test analysis methods, constant pressure production conditions are sometimes used in the oil and gas industry. The constant pressure technique or rate transient analysis is more popular reckoned as "decline curve analysis" under which rate is allows to decline instead of wellbore pressure. The TDS technique, everyday more used even in the most recognized software packages although without using its trade brand name, uses the log-log plot to analyze pressure and pressure derivative test data to identify unique features from which exact analytical expression are derived to easily estimate reservoir and well parameters. For this case, the "fingerprint" characteristics from the log-log plot of the reciprocal rate and reciprocal rate derivative were employed to obtain the analytical expressions used for the interpretation analysis. Many simulation experiments demonstrate the accuracy of the new method. Synthetic examples are shown to verify the effectiveness of the proposed methodology.

En este estudio se introduce el análisis de pruebas de presión en pozos de gas que fluyen a presión de fondo constante en formaciones homogéneas y naturalmente fracturadas usando la técnica TDS. Aunque normalmente se considera la producción de un pozo a caudal constante en el desarrollo de los métodos convencionales de interpretación de pruebas de pozos, el caso de producción de un pozo a condiciones de presión constante se usa en algunas ocasiones en la industria de los hidrocarburos. La técnica de presión constante o análisis de transientes de caudal se conoce más popularmente como "análisis de curvas de declinación" en la cual se permite que la rata de flujo decline en vez de hacerlo la presión del pozo. La técnica TDS se vuelve más popular cada día incluso en la mayoría de los programas comerciales que aunque sin usar su nombre de pila, usan el gráfico log-log para analizar datos de presión y la derivada de presión para identificar características únicas de las cuales se derivan relaciones analíticas exactas para estimar fácilmente los parámetros del yacimiento y el pozo. Para este caso "las huellas digitales" características procedentes del gráfico log-log del recíproco del caudal y la derivada del recíproco del caudal se emplearon para obtener expresiones analíticas que se usan para propósitos de interpretación. Se usaron muchas corridas de simulación para demostrar la exactitud del nuevo método. Se muestran ejemplos sintéticos para verificar la efectividad de la metodología propuesta.

DEVELOPMENT OF EXPERIMENTAL CORRELATIONS BETWEEN INDENTATION PARAMETERS AND UNCONFINED COMPRESSIVE STRENGTH (UCS) VALUES IN SHALE SAMPLES

Unconfined Compressive Strength (UCS) is one of the rock mechanical properties that is important take into account during drilling operations in order to avoid wellbore instability. During drilling operations, UCS variability influences wellbore stability more than other factors such as azimuth, slope, exposure time, and mud weight (Jaramillo, 2004). In last years, the indentation technique has been demonstrated to be an appropriate method for determining rock strength in real time during oil well drilling. This technique implements correlation that allow UCS evaluation from indentation parameters such as Indentation Module (IM) and Critical Transition Force (CTF), that can be measured on small rock fragments obtained during drilling. Shale formations in well drilling have demonstrated to be a hindrance since they represent the most important problem in reservoir stability (Abass, H., A. et al. 2006). Therefore, the main objective of this article is to find experimental correlations that allow the modeling of rock strength by applying the indentation technique to reservoir plug. The importance of this technique is the possibility to get rock strength properties in real time during drilling operations, although, those reservoir sections which do not have neither direct UCS records nor indirect measurements. Eight Unconfined Compression Tests (UCS) on rock cylinders (plugs) extracted from the Paja formation upwelling were conducted in order to develop the corresponding experimental correlations. Two hundred indentation tests were also simultaneously conducted on shale fragments extracted from each plug surroundings in order to simulate the cavings obtained from reservoir drilled. Results of both tests were correlated using the Minimum Square technique, seeking the best correlation that shall represent result behavior, thus obtaining two 2nd-degree polynomial correlations. Correlation coefficients of 0,6513 were determined for the (IM) - (UCS) correlation and 0,8111 for the (CTF) - (UCS) correlation. This demonstrates that the highest correlation between indentation parameters and (UCS) is obtained with the Critical Transition Force (CTF).

La Resistencia Compresiva Uniaxial (UCS), es una de las propiedades mecánicas de las rocas que se debe tener en cuenta durante las operaciones de perforación para evitar la inestabilidad de pozos (Abass H., A. et al. 2006). Durante las operaciones de perforación el UCS de las formaciones es la variable de más alta influencia por encima de factores como el azimut, la inclinación, el tiempo de exposición e incluso el peso del lodo de perforación (Jaramillo, 2004). La técnica de Indentación ha demostrado en los últimos años ser adecuada para ayudar a determinar la resistencia de las rocas en tiempo real durante la perforación de pozos, mediante la implementación de correlaciones que permitan evaluar el UCS a partir de los parámetros de Indentación conocidos como Módulo de Indentación (IM) y Fuerza Crítica de Transición (CTF), medidas en pequeños fragmentos de roca obtenidos de la perforación de pozos. La resistencia de los shales ha demostrado ser muy problemática durante la perforación. Por este motivo el principal objetivo de este trabajo es encontrar correlaciones experimentales que permitan modelar la resistencia de la roca a través de la aplicación de la técnica de indentacion a muestras de roca. Lo interesante de esta técnica es la posibilidad de obtener propiedades de resistencia en tiempo real durante la perforación, incluyendo esas secciones del reservorio en las que no existen registros directos UCS ni mediciones indirectas. Con el fin de desarrollar las correlaciones experimentales se realizaron ocho pruebas de Compresión Uniaxial (no confinada) sobre cilindros de roca (plugs) extraídos de muestras de afloramiento de la formación Paja. A la vez re realizaron 200 pruebas de Indentación sobre fragmentos de shale extraídos de los alrededores de cada plug simulando los ripios que se obtienen de la perforación de pozos. Los resultados de ambas pruebas fueron correlacionados por medio de la técnica de mínimos cuadrados y se buscó la mejor correlación que representara el comportamiento de los resultados, permitiendo así obtener dos correlaciones polinomiales de segundo grado. Se determinaron coeficientes de correlación de 0,6513 para la correlación IM-UCS y 0,8111 para la correlación CTF-UCS, mostrando así que la mayor correlacionalidad entre parámetros de indentación y el UCS se da con el parámetro de Indentación conocido como Fuerza Critica de Transición (CTF).

PRESSURE AND PRESSURE DERIVATIVE ANALYSIS FOR INJECTION TESTS WITH VARIABLE TEMPERATURE WITHOUT TYPE-CURVE MATCHING

The analysis of injection tests under nonisothermic conditions is important for the accurate estimation of the reservoir permeability and the well's skin factor; since previously an isothermical system was assumed without taking into account a moving temperature front which expands with time plus the consequent changes in both viscosity and mobility between the cold and the hot zone of the reservoir which leads to unreliable estimation of the reservoir and well parameters. To construct the solution an analytical approach presented by Boughrara and Peres (2007) was used. That solution was initially introduced for the calculation of the injection pressure in an isothermic system. It was later modified by Boughrara and Reynolds (2007) to consider a system with variable temperature in vertical wells. In this work, the pressure response was obtained by numerical solution of the anisothermical model using the Gauss Quadrature method to solve the integrals, and assuming that both injection and reservoir temperatures were kept constant during the injection process and the water saturation is uniform throughout the reservoir. For interpretation purposes, a technique based upon the unique features of the pressure and pressure derivative curves were used without employing type-curve matching (TDS technique). The formulation was verified by its application to field and synthetic examples. As expected, increasing reservoir temperature causes a decrement in the mobility ratio, then estimation of reservoir permeability is some less accurate from the second radial flow, especially, as the mobility ratio increases.

El análisis de pruebas de inyección en condiciones no isotérmicas es importante para la determinación correcta de la permeabilidad de la formación y el factor de daño del pozo, ya que anteriormente se asumía un sistema isotérmico, sin tener en cuenta un frente de temperatura que se expande con el tiempo con los consecuentes cambios de viscosidad y movilidad entre la zona fría y la zona caliente del yacimiento, incurriendo en la estimación de resultados no confiables de los parámetros del yacimiento y el pozo. Para construir la solución se utilizó la aproximación analítica presentada inicialmente por Boughrara y Peres (2007) para el cálculo de la presión de inyección en un sistema isotérmico y, luego, modificada, por Boughrara y Reynolds (2007) para un sistema con temperatura variable en pozos verticales. La respuesta de presión se obtuvo mediante la solución numérica del modelo anisotérmico utilizando el método de Cuadratura Gaussiana en la resolución de integrales, teniendo en cuenta que las temperaturas de inyección y del yacimiento se mantienen constantes a lo largo del tiempo, y que la saturación de agua es uniforme a través del yacimiento. Para efectos de interpretación se formuló una técnica basada en las características únicas halladas en la curva de presión y derivada de presión sin emplear curvas tipo (Técnica TDS). Se realizaron ejemplos sintéticos y de campo para efectos de verificación de la formulación presentada. Como era de esperarse, al aumentar la temperatura del yacimiento se reduce la relación de movilidades, lo que ocasiona un poco menos de exactitud al estimar la permeabilidad del segundo flujo radial.

APPLICATION OF TDS TECHNIQUE TO MULTIPHASE FLOW

Although, the radial difussivitity equation has been solved for a single-fluid phase flow, in some cases more than one phase flows from the reservoir to the well; therefore, the single-phase solution has been previously extended to multiphase flow without losing a significant degree of accuracy. Practically, there exist two ways of dealing with multiphase flow: The Perrine method, Perrine (1956) which basically replaces the single-phase compressibility by the multiphase compressibility so that each fluid is analyzed separately using the concept of mobility. The other one is the use of pseudofunctions which have been found to be the best option. The TDS technique has been widely applied to a variety of scenarios. It has been even tested to successfully work on condensate systems with the use of pseudofunctions, Jokhio, Tiab and Escobar (2002). However, equations for estimation of phase permeability, skin factor and drainage area has not neither presented nor tested. In this article, we present new versions of a set of equations of the TDS technique to be applied to multiphase flow following the Perrine method along with a previously presented way of estimation of the absolute relative permeability. We successfully applied the proposed equations to synthetic and field examples.

Aunque, la ecuación de difusividad ha sido resuelta para flujo monofásico, en algunos casos más de un fluido fluye del yacimiento hacia el pozo; por tanto, la solución monofásica se ha aplicado previamente a flujo multifásico sin perder un significante grado de exactitud. Practicamente, existen dos maneras de de tratar con flujo multifásico: El método de Perrine, Perrine (1956), en el cual básicamente se reemplaza la compresibilidad monofásica por la compresibilidad multifásica de modo que cada fluido se analiza separadamente usando el concepto de movilidad. La otra manera es usar las pseudofunciones. Esta se considera como mejor opción. La técnica TDS se ha extendido ampliamente a una gran variedad de escenarios. Incluso, se ha aplicado satisfactoriamente en sistemas de condensados mediante pseudofunciones, Jokhio,Tiab y Escobar (2002). Sin embargo, las ecuaciones para estimar la permeabilidad de las fases, el daño y el área de drene ni se han presentado y por tanto tampoco se han probado. En este artículo, se presentan nuevas versiones de ecuaciones de la técnica TDS para usarse en flujo multifásico siguiendo el método de Perrine, como también se conjuga con una aproximación ya expuesta en la literatura para estimar la permeabilidad absoluta del medio. Las ecuaciones desarrolladas se aplicaron satisfactoriamente a ejemplos simulados y de campo.

NUMERICAL SIMULATION FOR CYCLIC STEAM INJECTION AT SANTA CLARA FIELD

This article presents the methodology used and the results obtained in the construction, match and prediction of the first thermal composition simulation model done in Colombia by employing advanced thermal process commercial software, globally recognized because of its effectiveness in modeling these types of processes (CMG-STARS, 2005). The Santa Clara and Palermo fields were modeled and an excellent history match was achieved. All in all 28 wells and 17 years of production were matched. Two production scenes were proposed. The first involved primary production from existing wells, in other words: primary production; and a second escen where all the wells in the field are converted into injectors and producers, to simulate cyclic steam injection. This injection process included a series of sensitivity studies for several of the parameters involved in this technology, such as: pressure and temperature injection, time and rate of injection, heat injected, soaking period, steam quality, and injection cycles. This sensitivity study was focused on optimizing the processes to obtain the maximum end recovery possible. The information entered into the simulator was validated by laboratory tests developed at the Instituto Colombiano del Petróleo (ICP). Among the tests performed the following were assessed: rock compressibility, relative permeability curve behavior at different temperatures, formation sensitivity to injection fluids, DRX analysis and residual saturation of crude oil for steam injection. The aforementioned results are documented in this paper.

Este artículo presenta la metodología empleada y los resultados obtenidos de la construcción, ajuste y predicción del primer modelo de simulación composicional térmica hecho en el país, mediante el uso de un software comercial de procesos térmicos avanzados, el cual es reconocido a nivel mundial como la herramienta de mayor uso y efectividad en el modelamiento de este tipo de procesos (CMG, 2005). Los campos Santa Clara y Palermo fueron los modelados y el ajuste histórico logrado fue excelente, la producción de fluidos del campo ajustó en un 100% y para los pozos en un 97%. En total se ajustaron 28 pozos y 17 años de producción. Se plantearon dos escenarios de producción. El primero de ellos en producción primaria de los pozos existentes; es decir: declinación normal del campo, y un segundo escenario en que todos los pozos del campo son convertidos en inyectores y productores, para simular un proceso de inyección cíclica de vapor. Este proceso de inyección incluyó una serie de sensibilidades de varios parámetros involucrados en esta tecnología como fueron: presión y temperatura de inyección, tiempo y tasa de inyección, calor inyectado, período de remojo, calidad del vapor, y ciclos de inyección. Esta sensibilización tuvo como fin la optimización del proceso para la obtención del máximo recobro final. La información ingresada al simulador fue validada con pruebas de laboratorio desarrolladas en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP). Entre las pruebas realizadas se evaluaron: compresibilidad de la roca, comportamiento de las curvas de permeabilidad relativa a diferentes temperaturas, sensibilidad de la formación a los fluidos de inyección, análisis DRX y saturación residual de crudo a la inyección de vapor. Cuyos resultados fueron documentados en este artículo.

ESTIMATION OF CRITICAL PROPERTIES OF TYPICALLY COLOMBIAN VACUUM RESIDUE SARA FRACTIONS

Knowledge of critical properties and the acentric factor is required in phase-equilibrium studies in different extraction processes conducted in the petroleum industry, particularly in the solvent deasphalting process. Correlations to estimate critical temperature, critical pressure and acentric factor values of SARA (Saturated, Aromatic, Resin, and Asphaltene) fractions of vacuum residue from the Barrancabermeja Refinery were determined from their physical properties such as density (molar volume) and molecular weight. New correlations for critical property prediction were evaluated using model molecules and the Avaullee and Satou's group contribution methods, respectively.

En los estudios de equilibrio de fases, de los diferentes procesos de extracción en la industria del petróleo y en particular en el proceso de desasfaltado con solventes, se requiere el conocimiento de las propiedades críticas y factor acéntrico. Por esta razón, en el presente trabajo se determinaron correlaciones para estimar temperatura crítica, presión crítica y factor acéntrico de las fracciones SARA (Saturados, Aromáticos, Resinas y Asfaltenos) de fondos de vacío provenientes de la Refinería de Barrancabermeja, a partir de sus propiedades físicas como densidad (volumen molar) y peso molecular. Las nuevas correlaciones para la predicción de propiedades críticas fueron evaluadas usando moléculas modelo, mediante los métodos de contribución de grupos de Avaullee y Satou, respectivamente.

PREDICTION OF PHYSICOCHEMICAL PROPERTIES OF FCC FEEDSTOCK BY CHEMOMETRIC ANALYSIS OF THEIR ULTRAVIOLET SPECTRUM

Chemometric analysis by Partial Least Squares (PLS) has been applied in this work to correlate the ultraviolet spectrum of combined Fluid Catalytic Cracking (FCC) feedstocks with their physicochemical properties. The prediction errors obtained in the validation process using refinery samples demonstrate the accuracy of the predicted properties. This new analytical methodology allows obtaining in one analysis detailed information about the most important physicochemical properties of FCC feedstocks and could be used as a valuable tool for operational analysis.

Se presentan resultados de la predicción de las propiedades fisicoquímicas de cargas a procesos de ruptura catalítica en lecho fluidizado (FCC) a partir del análisis quimiométrico del espectro ultravioleta visible de este tipo de fracciones del petróleo. Los errores de predicción observados en el proceso de validación, demuestran la confiabilidad de la metodología desarrollada. Esta nueva herramienta analítica permite obtener en un solo análisis, una información muy completa sobre las propiedades fisicoquímicas más importantes de las cargas a FCC y puede ser aplicada como método de rutina para el análisis operacional.

SYNTHESIS AND CHARACTERIZATION OF THE POLYSTYRENE - ASPHALTENE GRAFT COPOLYMER BY FT-IR SPECTROSCOPY

The creation of new polymer compounds to be added to asphalt has drawn considerable attention because these substances have succeeded in modifying the asphalt rheologic characteristics and physical properties for the enhancement of its behavior during the time of use. This work explains the synthesis of a new graft copolymer based on an asphalt fraction called asphaltene, modified with maleic anhydride. Polystyrene functionalization is conducted in a parallel fashion in order to obtain polybenzylamine resin with an amine - NH2 free group, that reacts with the anhydride graft groups in the asphaltene, thus obtaining the new Polystyrene/Asphaltene graft copolymer.

La creación de nuevos compuestos poliméricos para ser adicionados al asfalto, ha llamado la atención de manera considerable debido a que estas sustancias han logrado modificar las características reológicas y propiedades físicas del asfalto, con la finalidad de mejorar su comportamiento en el tiempo de uso. El presente trabajo explica, la síntesis de un nuevo copolímero de injerto a partir de una fracción del asfalto llamada asfalteno, la cual es modificada con anhídrido maleico. Paralelamente se realiza la funcionalización del poliestireno, resina polibencilamina, esta posee un grupo amina - NH2 libre que reacciona con los grupos anhídro, injertados en el asfalteno, y así obtener el nuevo copolímero de injerto Poliestireno/Asfalteno.

MORPHOLOGICAL CLASSIFICATION OF COKE FORMED FROM THE CASTILLA AND JAZMÍN CRUDE OILS

Amorphological classification of cokes from the Castilla and Jazmín Colombian crude oils was completed. These heavy-nature crude oils, after being fractioned during the refining stages, were physicochemically characterized and submitted to the coking process. The conclusions of this work are based on the characterization of the feedstock chemical composition according to the type of aromatic carbon. UV visible spectrophotometry and the corresponding micrographs obtained by a Scan Electron Microscope (SEM), in amplification intervals from 100X to 5000X for the samples of formed cokes, were analyzed. Results of this work allowed the determination of the morphological classification intervals in function of the polyaromatic compound concentration ratio (tetraromatic / triaromatic, and diaromatic / triaromatic) of the different coked feedstocks. Furthermore, high content of calcium and sulfur in the feedstocks promotes morphologies of the associated - shot type.

Se realizó una clasificación morfológica de los coques obtenidos a partir de los crudos colombianos Castilla y Jazmín. Estos crudos de naturaleza pesada, luego de ser fraccionados en las diferentes etapas de refinación, fueron caracterizados fisicoquímicamente y sometidos al proceso de coquización. Las conclusiones de este trabajo se basan en los resultados de la caracterización de la composición química de la carga por tipo de carbono aromático, empleando espectrofotometría ultravioleta visible y las correspondientes micrografías adquiridas con un Microscopio Electrónico de Barrido (SEM); en un intervalo de ampliación de 100X a 5000X para las muestras de los coques formados. Los resultados de este trabajo permitieron establecer los intervalos de clasificación morfológica, en función de la relación de concentración de poliaromáticos (tetra aromático a tri aromático y di aromático a tri aromático) de las diferentes cargas coquizadas. Además, se pudo determinar que los altos contenidos de calcio y azufre en las cargas promueven morfologías tipo perdigón asociado.

DESIGN AND DEVELOPMENT OF A HIGH EFFICIENCY TANK FOR CRUDE OIL DEHYDRATION (I)

This paper introduces a new tank design for dehydrating and desalting large volumes of crude oils previously degasified, crude oil dehydration efficiency is reduced by gas presence in the emulsion interphase. The design presented in this paper is versatile (it is adaptable to any classical dehydration process), highly efficient in terms of separation (values usually greater than 90% and/or treated crude oil BSW less than 0,5% are ensured), low installation and operation costs, less consumption of additives. These are some of the advantages found in pilot tests plants and proven in industrial systems at the Ecopetrol S.A. production fields with treatment capacities from 14 to 50 KBD. Although this process also can be applied to other ranks of flow, maintaining the design critical conditions of each case in particular. This system does not exhibit the typical limitations shown by treatment tradicional systems (FWKO, Gun Barrel, thermal and electrostatic separators, etc.) (Al-Ghamdi, 2007) since it can be easily adapted to system treatments for light, intermediate, and heavy crude oils and to treatments with BSW content ranging from a very low levels of < 1% to very high levels > 95%, values that are not unusual in production fields nowadays, especially where accelerated production methods are used.

En este documento se presenta el diseño de un nuevo tanque para deshidratación y desalado de grandes volúmenes de crudo previamente desgasificado, la eficiencia de deshidratación de crudo es reducida por la presencia de gas en la interfase de la emulsión. El diseño presentado es muy versatil (adaptable a cualquier proceso clásico de deshidratación), altamente eficiente en términos de separación (valores de eficiencia mayores a 90% y/o BSW en el crudo menor a 0,5% son asegurados), bajos costos de operación e instalación, menor consumo de aditivos. Estas son algunas de las ventajas encontradas en las pruebas de planta piloto y posteriormente probadas en sistemas industriales en campos de producción de Ecopetrol S.A. cuyas capacidades de tratamiento están entre 14 y 50 KBD, aunque este proceso también puede ser aplicado a otros rangos de flujo, manteniendo las condiciones críticas de diseño para cada caso en particular. Este sistema no tiene las limitaciones típicas mostradas por los sistemas tradicionales de deshidratación (FWKO, Gun Barrel, separadores térmicos y electrostáticos) (Al-Ghamdi, 2007) debido especialmente a que es fácilmente adaptable para el tratamiento de crudos livianos, medios y pesados con contenido de BSW desde niveles muy bajos <1% a niveles muy altos >95%, los cuales son usuales actualmente en los campos de producción, especialmente donde se usan métodos de producción acelerados.