CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro

FIFTEEN YEARS OF TECHNICAL - SCIENTIFIC DIVULGATION

SEISMIC AND LITHOLOGICAL NEAR SURFACE CHARACTERISTICS OF AN AREA IN NORTH-EAST COLOMBIA

The seismic image of deep rock, interesting for the petroleum industry, can be distorted by the heterogeneous near-surface layers, characterized by low wave propagation velocity. The conventional methods used in counteracting this effect seem less effective in complex areas with rough topography such as those commonly found in Colombia, which are also affected by stronger tropical weathering. Characterization of the near-surface layer was conducted in this work with the purpose to investigate these relationships. Geological and geophysical methods were applied using data from a 2D seismic survey performed in the Catatumbo area of Colombia and seismic data and cutting samples analysis from a couple of 60 m depth wells (downhole surveys), drilled at rough surface locations. Wave propagation velocities were calculated by the application of tomography and refraction. Visual and laboratory assays such as granulometry and mineralogy were used in the analysis of the cutting samples. It was then possible to relate physical and lithological characteristics with properties of seismic response. Differences between the seismic response and the geological description were also observed and some uncertainties were identified.

El estrato somero, heterogéneo y caracterizado por la baja velocidad de propagación de las ondas sísmicas, tiene influencia adversa en la imagen de los reflectores profundos obtenida a través del método sísmico, y de interés para la industria petrolera. Los métodos tradicionalmente usados por la industria para contrarrestar este efecto parecen insuficientes en casos de zonas complejas y con topografía abrupta, como sucede con frecuencia en Colombia. Con el objeto de contribuir a entender y superar estas limitaciones, en este trabajo se caracteriza el estrato somero usando metodologías geológicas y geofísicas. Para este objeto, se utilizaron datos obtenidos en un levantamiento sísmico 2D efectuado en la cuenca del Catatumbo, y datos de dos pozos de estudio de 60 m de profundidad, en los cuales se midieron datos sísmicos directos y, además, se obtuvieron muestras de ripios, se midieron velocidades de propagación de las ondas por varios métodos sísmicos y se hicieron ensayos visuales y de laboratorio sobre los datos de ripios. De esta manera, fue posible relacionar características físicas y litológicas con propiedades de la respuesta sísmica. También se encontraron diferencias y se identifican algunas incertidumbres al respecto.

SELECTION OF OBM SALINITY THROUGH EFFECTIVE OSMOTIC PRESSURE EVALUATION IN CARBONERA SHALE FOR COLOMBIAN FOOTHILLS

Wellbore instability in shales is attributed to many factors. Two of them are mechanical effects and physico-chemical effects. Drilling and drilling fluid cause physico-chemical interaction and the flux of water and ions that may alter the shale stress state through pore pressure and shale strength. This paper presents the analysis of the chemical osmosis phenomenon between drilling fluids and shale formations to evaluate the chemical parameters necessary for modeling the aqueous flux. These parameters are the drilling fluid activity (Adf), shale activity (Ash) and membrane efficiency (ME). This work also characterizes the shales for drilling purposes and describes an integrated methodology to obtain the magnitude of the chemical parameters. Furthermore, it is stated how the generation of effective osmotic pressure between the formation and drilling fluid define the water flux direction. Finally, the application of the results of the chemical analysis to Carbonera shale is presented. The design of laboratory tests for two mud formulations, Mud A and Mud B, and the field application is also showed. The Mud A is a balanced activity mud and the Mud B is a high salt concentration mud which may produce water flux out of the shale formation (dehydration) during drilling, in some sections of the wellbore, increasing the formation strength. The results presented in this paper will help to reduce the risks associated with wellbore instability during the drilling of shale formations and thereby lowering the overall non-productive time and reducing drilling costs.

La inestabilidad de pozo en formaciones arcillosas es atribuida a muchos factores. Dos de estos factores son los efectos mecánicos y físico-químicos. La perforación y el fluido de perforación causan una interacción físico-química a través del flujo de agua e iones que pueden alterar la presión de poro, el estado de esfuerzos in-situ y la resistencia de la roca. Este artículo presenta el análisis del fenómeno de ósmosis química entre el fluido de perforación y la formación arcillosa para evaluar los parámetros químicos necesarios para modelar el flujo acuoso. Estos parámetros son la actividad del fluido de perforación (Adf), actividad de la formación arcillosa (Ash) y la eficiencia de membrana (ME). Este trabajo también caracteriza la formación arcillosa para propósitos de perforación y describe los métodos para obtener la magnitud de los parámetros químicos. Así mismo se establece como la generación de una presión osmótica efectiva entre la formación y el fluido de perforación define la dirección del flujo acuoso. Finalmente se presentan los resultados del análisis químico para la formación Carbonera. Se expone también las pruebas de laboratorio y la aplicación en campo para dos formulaciones de lodo, Lodo 'A' y Lodo 'B'. El lodo 'A' es un lodo de actividad balanceada y el lodo 'B' es un lodo de alta concentración salina el cual puede producir una deshidratación de la formación durante la perforación, en algunas secciones del pozo, aumentando la resistencia de la formación. Los resultados presentados en este artículo muestran como la selección de la adecuada salinidad de la fase acuosa en un fluido base aceite (OBM) ayudará a reducir el riesgo asociado a inestabilidad durante la perforación de formaciones arcillosas y por lo tanto disminuir los costos de perforación y el tiempo asociado a improductividad de pozo.

COMPACTION TREND AND ITS IMPLICATION IN THE OVERPRESSURES ESTIMATE FOR THE FORMATIONS OF THE COLOMBIAN FOOTHILLS OF THE EASTERN PLAINS

The main objective of this article is to raise a hypothesis to explain the main causes of overpressure in the formations of the Tertiary sequence for the stratigraphic column of the Colombian Foothill. For this purpose it was conducted an analysis of compaction trends from the Guayabo Formation until the unit C8 of the Carbonera Formation; in the area of foreland, where the tectonic affectation has been minimal. This analysis integrates the most representative basins modeling and tectono-stratigraphic events for such sedimentary sequence. It mapped overpressure areas, comparing them with geological parameters such as the subsidence, uplift, heat flow and speeds of sedimentation, to identify relations of these parameters with the overpressure of the area. As the main result, it stresses the identification of different sedimentation and compacting rates for each tectono-stratigraphic sequence and its relationship with the overpressure of the formations. These differences are represented in specific equations presented in this work. One of the main conclusions relates the rapid uplift of the basin, occurred in mid Miocene and the lack of liberation of stresses; as one of the causes of the pressures that are currently observed.

El objetivo principal de este artículo es plantear una hipótesis que explique las principales causas de sobrepresión en las formaciones de la secuencia terciaria para la columna estratigráfica del Piedemonte llanero colombiano. Para este fin se realizó un análisis de las tendencias de compactación desde la Formación Guayabo hasta la unidad C8 de la Formación Carbonera, en el área del foreland, donde la afectación tectónica ha sido mínima. En este análisis se integro el modelamiento de cuencas y los eventos tectono-estratigraficos más representativos para dicha secuencia sedimentaria. Se elaboraron mapas de las zonas sobrepresionadas, comparándolas con parámetros geológicos como la subsidencia, levantamiento, flujo de calor y velocidades de sedimentación, para identificar relaciones de estos parámetros con la sobrepresión del área. Como principal resultado se destaca la identificación de diferentes tasas de sedimentación y compactación para cada secuencia tectono-estratigrafica y su relación con la sobrepresión de las formaciones. Estas diferencias están representadas en ecuaciones específicas que se presentan en este trabajo. Una de las principales conclusiones relaciona el rápido levantamiento de la cuenca, ocurrido a mediados del Mioceno y la falta de liberación de esfuerzos; como una de las causas de las presiones que se observan actualmente.

DETERMINATION OF RESERVOIR DRAINAGE AREA FOR CONSTANTPRESSURE SYSTEMS USING WELL TEST DATA

In this work, the conventional cartesian straight-line pseudosteady-state solution and the Total Dissolved Solids (TDS) solution to estimate reservoir drainage area is applied to constant-pressure reservoirs to observe its accuracy. It was found that it performs very poorly in such systems, especially in those having rectangular shape. On the other hand, the pseudosteady-state solution of the TDS technique performs better in constant-pressure systems and may be applied only to regular square- or circular-shaped reservoirs with a resulting small deviation error. Therefore, new solutions for steady-state systems in circular, square and rectangular reservoir geometries having one or two constant-pressure boundaries are developed, compared and successfully verified with synthetic and real field cases. Automatic matching performed by commercial software sometimes are so time consuming and tedious which leads to another reason to use the proposed equations.

En este trabajo se aplica la solución convencional de análisis cartesiano para estimar el área de drenaje en yacimientos con fronteras a presión constante para verificar su exactitud. Se encontró que esta produce resultados muy pobres, especialmente en yacimientos con geometría rectangular. Por otro lado, la solución de estado pseudoestable de la técnica TDS trabaja mejor en sistemas a presión constante y se podría aplicar con un pequeño margen de error en sistemas regulares con geometría circular o cuadrada. Por tanto, se desarrollaron nuevas soluciones para sistemas en estado estable con geometría circular, cuadrada y rectangular que tienen una o más fronteras de presión constante. Estas se compararon y se probaron exitosamente en casos simulados y de campo. El ajuste automático efectuado por los paquetes comerciales algunas veces consumen mucho tiempo y son tediosos. Esto proporciona otra razón para usar las ecuaciones aquí propuestas.

OPTIMIZATION OF ELECTRICAL SUBMERSIBLE PUMP ARTIFICIAL LIFT SYSTEM FOR EXTRAHEAVY OILS THROUGH AN ANALYSIS OF BOTTOM DILUTION SCHEME

This study presents the analysis of the variables that have the greatest impact on energy requirements for an artificial lift system applied to extra heavy crude oils, considering an uncertainty behavior analysis through their sensitivity in the vertical flow modeling implemented for a Chichimene Field well. The selected variables are the viscosity and fluid density, the required artificial lift system pressure differential, well depth, the flow rate of produced fluids and the dilution percentage. The oil produced in this field has a density of 7,8 °API, and the well studied features a water cut of about 10% and produces a total of 2400 BOD. For this flow naphtha dilution rates were defined using up to 20% by volume. The ranges of energy required for the lifting system for different scenarios raised by the analysis variables were also determined. For these conditions a variation of the energy required 20% for a fluid flow incremental of 50 BFOD was obtained, as established from the flow capacity of the well and the pressure required for sustaining a pressure head of 100 psi and 400 psi. Bottom dilution scheme establishes a change in artificial lift system energy requirement, of up to 25% for a 15% of diluter, whereas the relationship between the volumes produced and the system arrays gives an energy efficiency of 40%.

En este estudio se presenta el análisis de las variables que tienen mayor incidencia en los requerimientos de energía para un sistema de levantamiento artificial aplicado a crudos extrapesados considerando un análisis de incertidumbre de su comportamiento mediante la sensibilidad de las mismas en el modelamiento de flujo vertical implementado para un pozo del Campo Chichimene. Las variables seleccionadas son la viscosidad y la densidad del fluido, el diferencial de presión requerido en el sistema de levantamiento artificial, la profundidad del pozo, los caudales de fluidos producidos y el porcentaje de dilución. El crudo producido en este campo tiene una densidad de 7,8 °API, y el pozo analizado presenta un corte de agua cercano al 10% y produce un total de 2400 BPD. Para este caudal se definieron porcentajes de dilución con nafta hasta en 20% en volumen y se determinó la variación en la energía requerida por el sistema de levantamiento para los distintos escenarios planteados por las variables de análisis. Para esas condiciones se obtuvo una variación de la energía requerida del 20% para un caudal de fluido incremental de 50 BFPD, lo cual se estableció a partir de la capacidad de aporte del pozo y la presión requerida en fondo para una presión de cabeza entre 100 psi y 400 psi. La dilución en fondo establece una variación en el requerimiento de energía del sistema de levantamiento artificial de hasta 25% para un porcentaje de diluyente del 15%, considerando que la relación entre los volúmenes producidos y los arreglos del sistema permiten manejar una eficiencia energética del 40%.

PRESSURE AND PRESSURE DERIVATIVE TRANSIENT ANALYSIS WITHOUT TYPE-CURVE MATCHING FOR ELONGATED RESERVOIRS WITH CHANGES IN FACIES OR WIDTH

Due to geologic and tectonic events many reservoirs have an elongated geometry in which dual-linear and single-linear flow regimes may be developed. The single-linear flow may be altered by changes in facies (mobility) or reservoir width (composite reservoir). Therefore, it is desirable to identify and characterize these types of systems which lead to competent decisions and adequate reservoir management. The identification and determination of parameters for such reservoirs are conducted by conventional techniques (straight-line method), type-curve matching of pressure versus time and the Tiab's Direct Synthesis (TDS) technique. This last one has been lately presented for homogeneous and constant width reservoirs. In this paper, an extension of the TDS technique to incorporate variations in either mobility or reservoir width is presented. Several simulation experiments were run to understand the behavior of the reservoir under these new conditions. If the change of the mentioned parameters takes place after the dual- linear flow has ended a new half-slope line is observed on the pressure derivative curve. This new line is shifted upwards the original dual-linear line without regarding the variation of one of the studied parameter. When, the anomaly occurs during dual- linear flow the new half-slope line of the pressure derivative curve may be shifted upwards or downwards depending upon the magnitude of either mobility or reservoir width. This new line may not be referred as linear flow regime because it is really not. We have named it as pseudo-linear flow regime, instead. Therefore, a modification of the intercept of the ½-slope line from π0,5 for dual-linear flow regime to a greater or smaller value, which may be different from π (single-linear flow case) has to be considered in order to provide new equations for the estimation of new values of either permeability or reservoir width. The proposed methodology was successfully verified by interpreting both synthetic and field pressure tests for elongated oil reservoirs which involve changes in either mobility or reservoir width during the path of the transient wave.

Debido a eventos geológicos y téctónicos muchos yacimeintos presentan geometría alargada en la cual se pueden desarrollar los flujos dual lineal y lineal único. El flujo lineal sencillo podría ser alterado por cambios en facies (movilidad) o cambios del ancho del yacimiento (yacimiento compuesto). Por ende, se desea identificar y caracterizar estos tipos de sistemas, lo que conducirá a decisiones competentes y una adecuada gerencia del yacimiento. La identificación y determinación de parámetros para tales sistemas se conduce mediante técnicas convencionales (método de la línea recta), curvas tipo de presión versus tiempo y la técnica de la síntesis directa de Tiab (TDS). Esta última ha sido presentada en yacimientos homogéneos de ancho constante. En este trabajo, se extiende la metodología TDS para incorporar variaciones ya sea en movilidad o ancho del yacimiento. Se corrieron varios experimentos numéricos para entender el comportamiento de un yacimiento bajo estas nuevas condiciones. Si el cambio de los parámetros mencionados toma lugar cuando termina el flujo dual lineal se observará una nueva pendiente de ½ en la curva de la derivada de presión. Esta nueva línea se encuentra desplazada hacia arriba de la línea original dual lineal sin considerar la variación de uno de los parámetros estudiados. Cuando la anomalía toma lugar durante el flujo dual lineal la nueva linea de la derivada con pendiente de ½ podría desplazarse hacia arriba o hacia abajo dependiendo de la maginitud de la variación de la movilidad o del ancho del yacimiento. Esta nueva línea no deberíe referirse como régimen de flujo lineal, porque no lo es. En su lugar la hemos llamado régimen de flujo pseudo-lineal. Por tanto, hay que considerar una modificación del intercepto de la linea de pendiente de ½ de π0,5 para flujo dual lineal a un valor mayor o menor, el cual es diferente de π (caso de flujo lineal único) para proporcionar nuevas ecuaciones para la estimación de nuevos valores de permeabilidad o ancho del reservorio. La metodología propuesta se verificó satisfactoriamente aplicándola a ejemplos de campo y sintéticos en yacimientos elongados que involucran cambios en movilidad o ancho del yacimiento durante el camino de la onda de transiente de presión.

MATHEMATICAL MODEL FOR REFINERY FURNACES SIMULATION

A mathematical model for simulation of refinery furnaces is proposed. It consists of two different submodels, one for the process side and another for the flue gas side. The process side is appropriately modeled as a plug flow due to the high velocity of the fluid inside the tubes. The flue gas side is composed by a radiative chamber and a convective section both connected by a shield tube zone. Both models are connected by the tube surface temperature. As the flue gas side model uses this temperature as input data, the process side model recalculates this temperature. The procedure is executed until certain tolerance is achieved. This mathematical model has proved to be a useful tool for furnace analysis and simulation.

En este trabajo se presenta el desarrollo de un modelo matemático para simulación de hornos de refinería, el cual consiste en dos sub-modelos diferenciados, uno para simular el lado proceso y otro para simular el gas de combustión. El lado proceso es apropiadamente modelado con un perfil de velocidad plano debido a la alta velocidad del fluido dentro de los tubos. El lado gas de combustión está compuesto por una cámara de radiación y una sección de convección, ambas unidas por una zona de tubos de choque. Los dos sub-modelos interactúan a través de la temperatura de superficie de los tubos, siendo esta un dato de entrada al sub-modelo del lado gas de combustión y es re-calculada por el sub-modelo del lado proceso. Este procedimiento es ejecutado en un ciclo iterativo hasta que cierta tolerancia es alcanzada. Este modelo matemático ha demostrado ser una herramienta muy útil para el análisis y simulación de hornos.

PCA REDUCTION IN NAPHTHENIC BASE OILS BY OPTIMIZING HDT CONDITIONS

Polycyclic Aromatics (PCA) are aromatic hydrocarbons and related sulphur and nitrogen compounds, containing three or more fused aromatic rings, which are considered as toxic compounds. PCA control is a complex task because the Base Oil production involves different processes with many variables such as pressure, temperature, feedstock quality, catalyst, etc. This study focuses on controlling the hydrotreating temperature as main variable in the reduction of PCA in Naphthenic Bases. Two Naphthenic distillate fractions taken from an industrial plant were hydrotreated in pilot plant at different temperatures. The results show that PCA are reduced as hydrotreating temperature increases; however there is an optimum temperature above it, the thermodynamic equilibrium of aromatic hydrogenation reverses, increasing as a result, the PCA content. These results were implemented in the industrial Unit by installing a hydrogen quench between the two industrial reactors to guarantee that the profile of temperature, due to exothermic character of some reactions, be always in the optimun operating range.

Los PCA están relacionados con el contenido de Policiclo Aromáticos de más de tres anillos y moléculas asociadas de nitrógeno y azufre, los cuales son considerados como compuestos tóxicos. Hacer control de PCA es tarea compleja, pues la producción de Bases involucra diferentes procesos industriales y muchas variables de control como presión, temperatura, calidad de carga, catalizador, etc. Este estudio se enfoca en el control de la temperatura de hidrotratamiento como variable principal en la reducción de PCA en las bases Nafténicas. Se tomaron dos fracciones de destilado Nafténico de la planta industrial y se hidrotrataron en planta piloto a diferentes temperaturas. Los resultados muestran que los PCA son reducidos a medida que se incrementa la temperatura de hidrotratamiento; sin embargo se encontró una temperatura óptima de máxima reducción por encima de la cual se invierte el equilibrio termodinámico de las reacciones de hidrogenación de aromáticos, lo cual incrementa por consiguiente el contenido de PCA. Basado en lo anterior se estableció un quench de hidrógeno entre los dos reactores industriales para garantizar que el perfil de temperatura, debido a la exotermicidad de las reacciones, se mantenga en el rango óptimo de operación.

COMPARISON BETWEEN NIR AND UVVIS SPECTRA CHEMOMETRICS FOR PREDICTING FCC FEEDSTOCKS PROPERTIES

In this paper a comparison is made between the performance of models developed by applying chemometric analysis to NIR and UVVIS spectral data obtained from feedsctock samples corresponding to the different Ecopetrol S.A., Barrancabermeja Refinery FCC units for predicting some important physicochemical properties. The results show the utility of both methodologies here evaluated to follow up the quality of these types of refinery streams and present the advantages and disadvantages of each methodology for predicting the feedstock properties here evaluated.

En este artículo se hace una comparación entre el desempeño de modelos desarrollados aplicando el análisis quimiométrico a la información espectral en la región del infrarojo cercano (NIR) y en el ultravioleta visible (UVVIS) para predecir algunas de las más importantes propiedades fisicoquímicas de las cargas al proceso de ruptura catalítica. Las muestras utilizadas se obtuvieron directamente de las diferentes unidades de ruptura catalítica en lecho fluidizado (FCC) que posee Ecopetrol S.A., en su refinería de Barrancabermeja. Los resultados muestran la utilidad de las dos metodologías aquí evaluadas para hacer un seguimiento a la calidad de estos tipos de corrientes de refinería y presenta las ventajas y desventajas de cada metodología para predecir las propiedades fisicoquímicas aquí evaluadas.