Maestría en Ingeniería - Ingeniería de Petróleos

URI permanente para esta colecciónhttps://repositorio.unal.edu.co/handle/unal/82565

Examinar

Mostrando 1 - 20 de 84

Evaluación de un tratamiento de estimulación acido-orgánico potencializado con nanofluidos comerciales para el mejoramiento de la disposición de agua de producción en una formación de la unidad Carbonera de los Llanos Orientales de Colombia
(Universidad Nacional de Colombia, 2025-09-03) Hernández Rincón, Fabián Andrés; Franco Ariza, Camilo Andrés; Lopera Castro, Sergio Hernando
La región Oriental de los llanos ha emergido desde décadas atrás como un componente clave para la industria petrolera del país por su vasto potencial hidrocarburífero. La producción de estos campos tiene asociado el manejo de altos volúmenes de agua y para ello el uso otros yacimientos sin interés comercial en la columna estratigráfica de esta cuenca ha sido una solución eficiente. El trabajo propuesto presenta la implementación de un piloto en campo, cuyo objetivo fue evaluar el desempeño de un tren convencional para estimulación de dos pozos inyectores horizontales y otro piloto con la reformulación de un tren que incluye la incorporación de productos de escala nanométrica. El estudio involucra una fase en la que se realiza el diagnóstico de los mecanismos de daño más relevantes según las características de la formación identificada como receptora y la naturaleza fisicoquímica del agua inyectada, las pruebas de laboratorio necesarias para asegurar la compatibilidad de los productos seleccionados, y el diseño de un programa de intervención a los pozos con mayor evidencia de pérdida de la inyectividad. Para la evaluación de resultados se realizó seguimiento a los parámetros de inyección durante más de un año de operación y se valoró el incremento de petróleo producido en el campo. Se aseguró que en los pozos intervenidos tuvieran características similares desde el punto de vista geológico, petrofísico y de desempeño para facilitar patrones de comparación con la menor incertidumbre posible. Se ejecutaron en campo las siguientes pruebas piloto: a.) Un tren de fluidos convencional fue bombeado en dos pozos, con un mejoramiento en la inyectividad del 6-12% respecto a la línea base e incrementos en los caudales de agua de 10-20%. y, b). Un tren potenciado con nanofluidos fue bombeado en un pozo con mejoramiento del índice de inyectividad de 27% respecto a la línea base y un 30% promedio de aumento en el caudal por día de agua. Aún después de un año de inyección, los beneficios son observables en ambos tipos de tratamiento, pero para el caso de la inyección con nanofluidos no fue necesario realizar ajustes en la presión de inyección en cabeza. En caso de la perdurabilidad no se observan aun diferencias, ya que los tratamientos no han perdido su efectividad. En el período de un año, el aumento en la capacidad de inyección ha generado un incremento en la producción de petróleo de 30 mil barriles. Los resultados muestran que el esquema de la formulación mejorada presenta entre un 7-10% de incremento en la inyectividad, siendo estos valores mejores que con los tratamientos convencionales. Los resultados evidencian el gran potencial de los nanofluidos en el aumento de las eficiencias y en la extensión del ciclo de vida de pozos inyectores usados para la disposición de agua. Con la validación en campo del tratamiento reformulado, se abren alternativas de optimización a través de investigaciones adicionales. (Tomado de la fuente)
Análisis de prefactibilidad técnica y económica para inyección de polímeros con y sin nanopartículas por medio de simulación de yacimientos
(Universidad Nacional de Colombia, 2025-07-24) Marín Quiroga , Kevin; Franco Ariza , Camilo Andrés; ; ; ; ;
El Campo X objeto de estudio, ubicado en la Cuenca de los Llanos Orientales ha implementado la inyección de agua desde el año 2015 como método de recobro secundario. Sin embargo, debido a la naturaleza del fluido producido (crudo pesado) se han presentado altos cortes de agua, ocasionando una baja eficiencia de barrido en las zonas donde ha ocurrido el proceso de recuperación secundaria y en consecuencia altas saturaciones residuales de petróleo y la irrupción temprana del agua inyectada en los pozos productores generando adicionalmente un mayor consumo de barriles de agua durante el proceso de inyección. Por ello el desarrollo de este proyecto busca evaluar y analizar la prefactibilidad técnica y económica de dos escenarios en un sector del campo X, por medio de simulación de yacimientos usando el paquete de programas del software Computer Modelling Group. El primer escenario consistío en evaluar la inyección de polímeros. El segundo escenario consistió en evaluar la inyección de polímeros junto con nanopartículas debido a que los polímeros presentan limitaciones en su rendimiento a condiciones de alta temperatura y/o alta salinidad, generando degradación química, mecánica o térmica en sus moléculas, perdiendo sus propiedades originales y disminuyendo los beneficios por los cuales fueron seleccionados, entre ellos su viscosidad. Estos efectos han sido ampliamente estudiados y se ha demostrado a nivel de laboratorio que las nanoparticulas disimuyen en una gran cantidad la degradacion del polímero. A partir de estudios preliminares, se estableció a partir de ensayos roca-fluido y fluido-fluido, que el polímero más apropiado para las condiciones del yacimiento es la Poliacrilamida con las siguientes concentraciones a evaluar 500 ppm, 1500 ppm y 2000 ppm. Sumado a esto, para observar el efecto de la salinidad en el rendimiento de la inyección de polímeros, se realizó un conjunto de pruebas de inyección con una solución de polímero de 500 ppm que contenía diferentes concentraciones de sal (14000 ppm, 24000 ppm y 34000 ppm); este método se repitió para soluciones de polímero de 1500 ppm y 2000 ppm. Se concluyó que el mejor escenario de inyección de polímero es el escenario PF-Bache08 (Salinidad agua de inyeccción 34000 ppm - 1500 ppm de HPAM) con una recuperación de petróleo de 225.656 bbls lo cual equivale a un 3,07 % con respecto a la proyección de la inyección de agua de igual manera el escenario PF-Bache08 permite una reduccion en la producción de agua acumulada de 232.009 bbls que representa un 2,63 % con respecto a la proyección de la inyección de agua. Posteriormente se procedió a evaluar los anteriores escenarios junto con la presencia de nanopartículas a concentraciones de nanopartículas de 10ppm, 100ppm y 300 ppm, obteniendo que el mejor escenario es el escenario PFN-24 (Salinidad agua de inyeccción 34000 ppm - 1500 ppm de HPAM - 300 ppm de Nanopartículas) es el mejor escenario para un proyecto de Inyección de nanopolímero permitiendo un incremental en producción de 252.280 barriles acumulados durante los 5 años de estudio que significan un incremento porcentual de 11,80 % en el factor de recobro con respecto a las ganancias obtenidas por medio de la inyección de polímero a las mismas condiciones de salinidad y concentracion de HPAM. (Texto tomado de la fuente)
Procedencia y diagénesis de la Formación Caballos en el Valle Superior del Magdalena : implicaciones en la calidad del reservorio y en la evolución geológica cretácica de los Andes del Norte
(Universidad Nacional de Colombia, 2016-05-10) Duarte Gómez , Edison Joan; Cardona Molina, Agustin; Duarte Gomez, Edison (https://scienti.minciencias.gov.co/cvlac/visualizador/generarCurriculoCv.do?cod_rh=0001592870); Duarte Gómez, Edison Joan [0009-0000-5933-1574]; Duarte Gomez, Edison (https://www.researchgate.net/profile/Edison-Duarte-2?ev=hdr_xprf); Grupo de Estudios en Geología y Geofísica Egeo
La evaluación de la calidad del reservorio y el potencial del daño de formación son elementos fundamentales en la industria de exploración y producción de hidrocarburos. Las variaciones en el componente geológico, incluyendo el ambiente, la procedencia y la diagénesis pueden jugar un papel condicionante de la calidad y el daño. Para conocer el rol que juega cada uno de estos elementos en el condicionamiento de las heterogeneidades presentes en un reservorio, fueron realizados análisis integrados de petrografía convencional, petrografía de imágenes, análisis de minerales pesados, geocronología detrítica, ensayos petrofísicos básicos, SEM y DRX en dos secciones de la Formación Caballos en el Valle Superior del Magdalena. Los resultados obtenidos indican que el relleno sedimentario de esta formación registra la erosión en un proceso de denudación normal de la topografía del Albiano-Aptiano correspondiente a los bloques rocosos que limitaban la cuenca y que en gran medida el clima posiblemente condicionaba procesos de intensa meteorización que promovían la conservación principalmente de fases minerales como el cuarzo. Adicionalmente, la historia diagenética se caracteriza por una compactación moderada, disolución de feldespatos y la presencia de cementos calcáreos que condicionan la calidad del reservorio. Cuando se comparan las características de la porosidad y permeabilidad con estas variables se puede sugerir que las características del reservorio están contraladas fundamentalmente por factores como la composición original de la roca (p.e. presencia de feldespatos y la alteración de los mismos durante el enterramiento), indicando por lo tanto que la procedencia y la diagénesis juegan un papel fundamental. Finalmente, la distribución y la morfología de las partículas finas que ocupan el medio poroso en las areniscas del Miembro Inferior de la Formación Caballos en la sección de estudio del Ocal indican que el índice de tendencia al daño de formación por migración, dispersión, hinchamiento de arcillas y precipitación de minerales, es menor para este miembro que para el Superior, sin embrago para la Formación Caballos en la sección del Cobre la sensibilidad mineral al daño se conserva alta para ambos miembros, pero aparentemente existe una mayor sensibilidad a la migración en el Miembro Superior y una mayor sensibilidad al hinchamiento en el Miembro Inferior. (Tomado de la fuente)
Análisis del impacto del componente geológico en el arenamiento de pozos productores de petróleo en un campo del VMM, caso de estudio
(Universidad Nacional de Colombia, 2025) Mancilla Gómez, Maria Cristina; Alzate Espinosa, Guillermo Arturo; Álzate Espinosa, Guillermo [0000-0001-6265-274X]
La producción de arena en pozos petroleros representa un desafío significativo en la industria de hidrocarburos, ya que puede provocar daños a los equipos de levantamiento y reducir la eficiencia de producción y aumentar los costos operativos. Este trabajo presenta un análisis integral basado en datos geológicos y operacionales de un bloque específico del campo de estudio ubicado en la cuenca de VMM, está orientado a identificar zonas con mayor susceptibilidad a la producción de arena. Se utilizaron variables como tipos de litología, espesor neto, porosidad efectiva, densidad, contenido de arcillas, diámetro del pozo, corte de agua y eventos de arenamiento. Se analizaron 50 pozos distribuidos en siete zonas productoras, diferenciadas según su pertenencia a las formaciones Mugrosa (zonas 1 a 4) y Colorado (zonas 5 a 7), mediante herramientas estadísticas, gráficas técnicas y mapeo estructural y sedimentológico. A partir del análisis integrado, se recomienda el desarrollo de herramientas analíticas que combinen múltiples variables geológicas, geomecánicas y operacionales para anticipar el riesgo de arenamiento y optimizar la toma de decisiones en campo. Asimismo, se plantea una serie de recomendaciones como estrategias fundamentales para mitigar la recurrencia del fenómeno. Se concluye que el arenamiento no obedece a un comportamiento aleatorio, sino que es consecuencia directa de la interacción entre las características litológicas, la configuración estructural, estratigráfica y las condiciones operativas. (Tomado de la fuente)
Desarrollo de un nanomaterial de Óxidos de Zinc modificado superficialmente con Bromuro de Hexadeciltrimetil Amonio (CTAB) para inhibir la migración de finos
(Universidad Nacional de Colombia, 2024) Carreño Hernandez, Jhon Harvey; Cortés, Farid Bernardo
La migración de finos en el medio poroso es una causa inherente a las altas tasas de flujo y cambios en el pH (Russell, y otros, 2017). Estos finos bloquean las gargantas de poro reduciendo así su permeabilidad y por ende la productividad (Loi, y otros, 2023). La industria ha abordado este problema con diferentes estrategias de remediación, donde la más empleada ha sido la acidificación matricial la cual ataca el problema de una manera directa. Sin embargo, esta técnica induce alteraciones en la matriz, aumentando la desconsolidación (Fuentes, y otros, 2022). La nanotecnología se ha establecido en sí misma, como una tecnología emergente ya que las nanopartículas pueden alterar las cargas superficiales de los finos y la arena incrementando la fuerza de atracción y así inhibir su movilización a través del medio poroso (Franco, Zabala, & Cortés, 2017). En este estudio, se evaluó el efecto sobre la morfología y tamaño de tres nanopartículas de ZnO que fueron sintetizadas por el método sol gel a diferentes a pH (6, 8 y 11), la interacción de las nanopartículas de ZnO cuando son funcionalizadas con CTAB y su efectividad para inhibir la migración de caolinita en lechos empacados de arena Ottawa de tamaño 20/40 cuando están dopando el medio poroso por medio de la cuantificación de los efluentes. Los resultados muestran que se presenta un incremento en las fuerzas superficiales cuando las nanopartículas y nanocompuesto está recubriendo el medio poroso, llevando a una mejora de 2 veces el volumen desplazado de referencia sin llegar a la saturación total del medio poroso comparado con el caso de referencia. Así mismo, cuando el medio poroso esta humectado al agua, el nanomaterial funcionalizado evidenció una mejora en del 150% en los finos retenidos con respecto al caso de referencia cuando se han Contenido VII desplazado 12 volúmenes y 67% de retención de finos cuando es comparado con el lecho impregnado con nanopartículas de ZnO a una concentración de 1000 ppm y se han desplazado 24 volúmenes porosos. Por el contrario, cuando el medio esta humectado por aceite no se presenta ninguna diferenciación relevante en cuanto a los finos retenidos cuando este es impregnado por nanopartículas o el nanocompuesto funcionalizado. (Tomado de la fuente)
Caracterización de pozos vecinos para la perforación de pozos exploratorios y/o desarrollo al Cretácico. Impacto de los EOAs en el reservorio
(Universidad Nacional de Colombia, 2023) Montoya Cruz, Alvaro Humberto; Franco Ariza, Camilo Andrés; López Patiño, Eduin Alexander
Durante millones de años, sobre el mega continente Gondwana han actuado los procesos y mecanismos que dan origen a la placa suramericana, cuyos esfuerzos tectónicos globales dieron lugar a procesos geomecánicos, geológicos, químicos, cuyos mecanismos generaron el aumento del nivel marino global y la cuenca compresiva que recibió el mar interior Cretácico que se inicia arealmente desde el norte en Venezuela, limitada al occidente por la proto Cordillera Central y unas decenas de kilómetros al oriente de la actual Cordillera Oriental y se continua al sur en el Ecuador, donde bajo condiciones muy especiales se deposita las rocas de nuestro Sistema Petrolero y la actual litología de la cuenca. El conocimiento de la cuenca, campo y pozos se ha adquirido académicamente en la UNAL, posgrados en USA y Francia y la experticia profesional de unos 45 años, lo que es fundamental para entender el Sistema Petrolero, la respuesta litológica al perforar y correr herramientas tecnológicas punta en búsqueda de hidrocarburos. A partir de la caracterización de pozos vecinos y su correlación con el pozo en caracterización durante la perforación, se establece una correspondencia, para predecir, conocer el porqué, donde y cuando sugerir proactiva y sinérgicamente, la operación y la utilización de fluidos de perforación modificados con nanotecnología, para alcanzar el objetivo buscado, el éxito. (texto tomado de la fuente)
Evaluación de la viabilidad técnico/económica de utilizar nano-fluidos para mitigar daño por banco de condensado, en el piedemonte llanero colombiano
(Universidad Nacional de Colombia, 2022) Marín Soto, Juan David; Mejía Cárdenas, Juan Manuel; Dinámicas de Flujo y Transporte en Medios Porosos; Valencia Londoño , Juan David
El banco de condensado (BC) es una de las fuentes más comunes de daño de formación en yacimientos de gas-condensado. Una de las estrategias más utilizadas para remediar este daño es la movilización del condensado utilizando solventes o químicos. Sin embargo, la mayor desventaja de estos tratamientos es la limitada perdurabilidad que ofrecen. Recientemente, se han diseñado y probado a escala de laboratorio nanofluidos para incrementar la movilidad del banco y potenciar el efecto de perdurabilidad del tratamiento. A pesar de los buenos resultados de laboratorio, la implementación de estos tratamientos se ha visto limitada por a la incertidumbre que se tiene para estimar el desempeño a escala de campo. En este documento se desarrolla una metodología para simular los beneficios potenciales que se podrían generar al implementar a escala de campo un tratamiento de base nanofluido para movilizar e inhibir el BC. Como caso de estudio se tomó un pozo de gas-condensado del piedemonte llanero colombiano y el nanofluido desarrollado por Franco et al. (2018). Para simular el flujo de fluidos y el perfil del BC, se utilizó un modelo composicional. Adicionalmente, se utilizó el modelo de doble sitio desarrollado por Zhang (2012), para simular el proceso de retención/removilización de las nanopartículas. El esquema numérico se implementó en el simulador FlowTram de la Universidad Nacional de Colombia y fue posteriormente validado con datos experimentales reportados en la literatura. Para la evaluación económica se utilizó como input los valores reales tomados del caso de estudio. El resultado de la evaluación técnico/económica mostró que los tratamientos base nanofluido tienen un alto potencial para mitigar el daño por BC, generando incrementales de producción y beneficios económicos. (texto tomado de la fuente)
Nanoparticles enhanced solvent deasphalting (e-SDA) and catalytic cracking oxidation of Pitch
(Universidad Nacional de Colombia, 2020) Guzmán Calle, Juan David; Cortés Correa, Farid Bernardo; Fenómenos de Superficie Michael Polanyi
The energy landscape and the technical alternatives to supply the growing energy demand have made the oil and gas industry focus on heavy and extra-heavy oils. However, the production, transportation, and refining processes for this kind of hydrocarbon bring significant technological challenges. In this scenario, the enhanced solvent de-asphalting (e-SDA) process was proposed as highly innovative nanotechnology for improving the deasphalted oil (DAO) quality and catalytic conversion of the pitch. There was proven that the presence of nanoparticles generates DAO samples with lower asphaltene and sulfur content, higher °API and distillable fraction, and expected viscosity values than those obtained with the traditional solvent deasphalting process (SDA). The catalytic decomposition of the pitch or residue there was also potentiated by the presence of nanoparticles optimized with this purpose, reducing the temperature at which this process occurs and producing more gases helpful in generating energy or for being used in enhanced oil recovery methods.
Evaluación del proceso de recobro térmico SAGD acoplado con geomecánica en yacimientos altamente inclinados
(Universidad Nacional de Colombia, 2021) Reyes Navas, Yorleth; Osorio Gallego, José Gildardo (Thesis advisor)
En el presente trabajo que tiene por objetivo evaluar el impacto de la geomecánica en el desempeño del proceso de recobro térmico SAGD en un yacimiento altamente inclinado, se construyó un modelo dinámico de flujo de fluidos (sector model de 600,000 celdas aproximadamente), el cual integra información de laboratorio y de campo proveniente de tres pozos perforados en el área. Parámetros como la porosidad con variación del 1%, permeabilidad con variaciones entre el 13% y 18%, subsidencia que varía de -0,4 ft a -1.06 ft, desarrollo de la cámara de vapor, evidencian cambios con respecto a la presión de inyección y la orientación de los pozos. Cuando el pozo falla por cizalla los efectos geomecánicos ejercen un rol preponderante sobre la productividad de hidrocarburos evidenciado en el escenario de mayor presión (2500 psi vs 1500 psi), con tasas de crudo 1.2 veces superiores al término de 10 años de producción. Cuando la orientación del pozo es perpendicular al rumbo de la estructura se presenta mayor SOR respecto al caso base (12%), y la diferencia en el inicio de producción (tasas mayores a 10 bopd) es de 150 días. (texto tomado de la fuente)
Impacto de la calidad de agua de inyección sobre el medio poroso en la formación Carbonera C7 de un campo de crudo pesado en la cuenca de los llanos orientales.
(Universidad Nacional de Colombia, 2021) Parra Moreno, Wilson; Lopera Castro, Sergio Hernando
Inyectar el agua posterior al tratamiento químico es la alternativa habilitada en la licencia ambiental del campo en estudio como método de disposición del agua de producción. La calidad del agua a disponer es una variable de control muy importante que impacta directamente la capacidad de inyección de los pozos y en casos severos causar daños que pueden impactar directamente la producción. En este trabajo se ha desarrollado un análisis tendiente a determinar el impacto de la calidad de agua a inyectar en la formación Carbonera C7 mediante un protocolo de análisis de laboratorio de rocas, fluidos y compatibilidades de fluidos que permitieron evaluar diferentes combinatorias de sólidos suspendidos y grasas & aceites para encontrar su efecto en la permeabilidad. A partir del esquema experimental desarrollado, se logró definir un rango de parámetros de calidad de agua entre [4-31] ppm de G&A y de [16-22] NTU de turbidez (SST) que permite mantener las permeabilidades asegurando buenas condiciones de inyectividad en los pozos. Se encontró que la variable de mayor impacto en la permeabilidad es el contenido de sólidos suspendidos con diámetro de partícula de 8 micras, cuyo aporte a la caída de la permeabilidad es del 67%. Por último, se evidencian oportunidades en la evaluación de estabilizadores de partículas tomando en cuenta que la mayor proporción de material registrado en XRD tipo arcilla es caolinita y que a partir de los parámetros definidos se puede someter a revisión técnica la modificación de los equipos de separación / filtración en la facilidad ayudando a disminuir costos en el tratamiento. (texto tomado de la fuente)
Sedimentary facies distribution Impact on heavy oil production in a Llanos Basin field, eastern Colombia.
(Universidad Nacional de Colombia, 2021-07-01) Betancur Soto, Ángela María; Gutierrez Granados, Zorel; Cardona Molina, Agustín
Historically, lithofacies modeling and its uncertainty has been Aquila’s ankle in achieving reservoir model objectives, as the uncertainty generally is evaluated through variogram sensitivity. Throughout this thesis a new workflow will focused on capturing lithofacies uncertainty and assess its impact on heavy oil production. The workflow combines static and dynamic properties into the three-dimensional grid without performing a dynamic simulation process. Seed is the starting point of a random number generator for geostatistical simulation. In disciplines outside of oil and gas industry this is well understood and researched. However, during geological modeling seeds are fixed as an input parameter, which ignore the effect on unsampled areas. The new proposed methodology assesses the impact of seed number on lithofacies uncertainty distribution. In the dynamic section, the thesis focus on the applicability of Darcy’s equation to QC the static model and proposed a modified heavy oil relative permeability correlation to calculate oil rate directly from static model. 1D analysis shows excellent results in vertical wells which gives confidence on static model. A 3D blind test of the integrated workflow shows precision of the lithofacies and potential oil rate prediction ranging between 50 and 80 % within the ±1 feet window. The results show the importance of seed input on the distribution of properties in unsampled areas, which has been ignored for decades, on reducing the uncertainty on lithofacies distribution which has significant impact on STOIIP, hydrocarbon productivity and sweet spots identification. By including the modified oil relative permeability correlation in the static reservoir modeling workflow, a geomodeler can highlight prospective oil areas (sweet spots) through heat maps. This novel methodology can be implemented to any static reservoir modeling project from dry gas up to heavy oil. (Tomado de la fuente)
Propuesta técnica de yacimientos para la implementación temprana de la inyección de agua mejorada con nanopartículas en yacimientos de crudo pesado
(2020-10-30) Saavedra Casallas, Carlos Mario; Mejía Cárdenas, Juna Manuel; Dinámicas de Flujo y Transporte en Medios Porosos
The present study, carried out on a representative area of interest of a target heavy oil reservoir, allows, through a 3D sector model, fed with real reservoir information and with experimental information available in laboratory test literature, the simulation for the evaluation and estimation of the potential response of the reservoir to the early implementation of an improved recovery process by water flooding, polymer flooding and polymer flooding with nanoparticles. The results show that the development strategy of the deposit will determine the expected ultimate recovery factor (EUR for its acronym in English). Thus, it is estimated that the development of the reservoir by primary recovery will allow to achieve a recovery factor of 11%, while the implementation of a water flooding process will allow to achieve recovery factors of the order of 17%. It is estimated that in the same reservoir, the early implementation of an improved water flooding process by polymer flooding could reach recovery factors of the order of 19%, while by potentiating the polymer flooding with nanoparticles, it could be achieved recovery factors of up to 20%. Commercially available numerical simulators such as the CMG, or the simulator under development by the National University of Colombia (DFTmp) allow the user to predict numerically improved recovery processes by injection of polymer flooding with nanoparticles.
El efecto de una emulsión inversa sobre las curvas de permeabilidad relativa
(2021-02-26) Bocanegra Chaparro, Nelson Camilo; Lopera Castro, Sergio Hernando; Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín
El presente trabajo tiene como objeto estudiar el efecto de una emulsión inversa sobre las curvas de permeabilidad relativa mediante pruebas en laboratorio en las que se caracterizaron dos emulsiones inversas, se determinó el tamaño de garganta de poro y se construyeron las curvas Kr (permeabilidad relativa) por medio del desplazamiento de las emulsiones inversas en el medio poroso. Las pruebas se llevaron a cabo con un núcleo representativo de la formación.
Inhibición del daño de formación por precipitación de asfaltenos en la zona cercana al pozo, mediante el uso de nanopartículas de sílice en el fluido de perforación
(2020-11-17) Mesa Garcia, Sebastian; Lopera Castro, Sergio; Cortes, Farid Bernardo
During the production processes of a hydrocarbon field, the crude undergoes changes in pressure and temperature, especially in areas near the well where the washed area (area with alteration of petrophysical properties and / or presence of drilling fluids) generates a drop in additional pressure. Crudes with a colloidal stability index2 greater than 1.1 can generate aslphatene precipitation, with potential deposition effects that induce formation damage, affecting well productivity / injectability. The use of nanotechnology has been widely used in production stages for the prevention of formation damage, however, what effect would the use of nanoparticles have on a drilling fluid? Would it have a positive effect on preventing damage from drilling? The purpose of this work was to investigate the effect of the use of silica nanoparticles in a solids-free water-based drilling fluid, in the prevention of formation damage by aslphatene precipitation in the area near the well. For this, the filtering of the mud is used as the fluid for transporting the silica nanoparticles to the porous medium. During the development of this research work, laboratory tests were carried out such as: Characterization by API standards of the sludge system used in the research including the determination of rheological properties and filtration properties and to be able to determine if the use of silica nanoparticles generate changes negatives in drilling fluid; for the characterization of the filtrate as a carry fluid, for which tests were carried out with dynamic light scattering techniques (DLS), FTIR analysis, thermogravimetric analysis and XRD. Fluid-Fluid interactions were validated by fluid compatibility tests in three different relationships, according to the protocol described in the API RP 42 standard.In addition, interaction tests were performed between the filtrate (with and without nanoparticles) and asphaltenes in a qualitative way. And quantitative, using four mixtures in which the oily phase was kept constant with a known aslphatene concentration and varying the aqueous phase, thus: deionized water, water-nanoparticles, filtrate and filtrate-nanoparticles. This interaction was quantitatively evaluated using the UV-Vis spectrophotometry technique to determine the adsorbed concentration of aslphatenes in each case; qualifying the interfaces formed using microscopy; and following the change and the stabilization time of the fluids in the phases of each test. The Fluid-Rock interaction includes the recording of the changes in the wettability of the rock and measurement of the reduction in permeability after the precipitation of aslphatenes, for the first case, contact angle measurements were made in two porous media through the which are filtered with and without nanoparticlebased treatment. Displacement tests were carried out in porous media with similar petrophysical properties, displacing filtrate from the sludge system with and without silica nanoparticles, making measurements of relative permeability curves from which changes in the wettability of the porous medium were inferred and validated by changes in relative permeability curves changes in wettability. The methodologies used are based on experimental work developed by the group of surface phenomena of the National University of Colombia and on experiences in the manufacture and validation of water-based drilling fluids. The work yielded important results of the use of nanoparticles in sludge systems, not only in the prevention of formation damage, as polymer enhancers and filter controllers at high pressure and temperature conditions. The use of silica nanoparticles allows the reduction of formation damage by aslphatenes precipitation, however, in order to validate the results and extend the applicability to different types of crude oil; it is recommended to replicate this project in other areas with crude oils with indices of colloidal stability greater than 1.1.
Evaluación del efecto de las nanopartículas de alúmina y sílice presentes en el filtrado del lodo para la inhibición de finos y la preservación de la humectabilidad al agua en un campo de los Llanos Orientales
(2020-03-28) Ruiz Rozo, Diana del Pilar; Franco Ariza, Camilo; Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín; Fenómenos de Superficie - Michael Polanyi
Mejorar la calidad de los fluidos de perforación ha sido objeto de diferentes estudios en la búsqueda de reducción del daño de formación causado por la invasión de líquidos y sólidos que ocurre durante las operaciones de perforación de pozos. Si bien el enfoque dado hasta la actualidad a las investigaciones resulta ser conveniente, es necesario abordar el tema de la invasión de fluidos en la formación como una oportunidad para posicionar agentes estimulantes como las nanopartículas. Teniendo en cuenta la alta capacidad adsortiva de las nanopartículas y los fenómenos a tratar en este trabajo —como son la inhibición de la migración de finos y la preservación de la humectabilidad—, se emplearon, durante la evaluación, las nanopartículas de sílice (Si) y Alúmina (Al) [1,2]. La metodología experimental inicia con pruebas HPHT en lodos frescos y rolados obteniendo 17% de reducción del volumen de filtración a la concentración óptima de 500 ppm para ambas nanopartículas. Continuando con las pruebas estáticas, se realiza la medición de ángulos de contacto y pruebas de imbibición espontánea empleando los núcleos y fluidos de la Formación Carbonera. También se desarrollan pruebas de retención de finos teniendo en cuenta la información de la composición mineralógica de la Formación Carbonera y se emplean lechos adsorbentes preparados con arena Ottawa. Con los resultados obtenidos de las tres pruebas se concluye que la nanopartícula de mejor desempeño es la de alúmina (Al). Por último, se realizan las pruebas dinámicas utilizando núcleos, fluidos e información de presión y temperatura de la Formación Carbonera para las mediciones de permeabilidad efectiva al aceite, permeabilidad relativa, recobro de aceite y determinación de tasas críticas. Los resultados obtenidos muestran un aumento del 12% en el recobro de aceite y del 40% en la velocidad crítica del aceite con respecto a los resultados del medio poroso sin tratar, demostrando así la eficacia del tratamiento con nanopartículas de alúmina (Al) en una concentración de 500 ppm para preservar la mojabilidad al agua y la inhibición del desprendimiento, migración y aglomeración de finos.
Perfil de invasión de un surfactante aniónico en procesos de recobro mejorado
(2019-11-22) Soto Ramirez, Cristian Javier; Lopera Castro, Sergio Lopera; Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín; Yacimientos de Hidrocarburos
The retention of surfactant in the porous medium is one of the factors that affect the development of an EOR process because the greater amount of the surfactant remains in the vicinity of the face of the well preventing it from acting in depth, which It represents high costs for the realization of this type of projects. Many authors have developed research where they study the different phenomena and variables that affect retention in the reservoir, but it is not known experimentally how the surfactant acts as it penetrates the porous medium. This work develops a methodology and builds a series of equipment that allows to identify the invasion profile of the surfactant, showing that in greater depth the efficiency of the surfactant decreases. A model is constructed to identify the incremental recovery based on the depth of invasion; this model is only applicable for the conditions and fluid system - porous medium used in this investigation.
Simulación de procesos de recobro químico mejorado con inyección de polímero y surfactante potencializados con nanotecnología
(2020-02-14) Loaiza-Cano, Cristian Stiven; Mejía-Cárdenas, Juan Manuel; Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín; Dinámicas de Flujo y Transporte en Medios Porosos
En esta Tesis de Maestría se desarrolla un modelo de simulación numérica de yacimientos capaz de simular procesos de recobro químico mejorado mediante inyección de polímeros y surfactantes potencializados con nanotecnología. A partir de la identificación de los principales fenómenos y mecanismos físicos presentes en este tipo de operaciones, se propuso el modelo matemático. Se llevó a cabo una detallada metodología para obtener solución numérica al conjunto de ecuaciones. Finalmente, se construyó una herramienta computacional que permitió simular diferentes casos de estudio. Este modelo se validó satisfactoriamente con datos reportados en literatura especializada, datos de pruebas de laboratorio y resultados obtenidos mediante simuladores comerciales.
Evaluation of CO2 flooding as an enhanced recovery method in a gas condensate reservoir
(2019-08-30) Rivera-Ortega, Gerson Orlando; Mejia-Cardenas, Juan Manuel; Universidad Nacional de Colombia - Sede Medellín; Dinámicas de Flujo y Transporte en Medios Porosos
Un modelo composicional de flujo multifásico fue creado para evaluar los efectos de la inyección de CO2 en un yacimiento de gas condensado. Los objetivos del estudio fueron estimar el factor de recobro del condensado considerando diferentes escenarios de tasas de inyección, el efecto de la presión de yacimiento en la eficiencia del recobro, los cambios composicionales de los fluidos producidos y la comprensión de los mecanismos de producción. La producción incremental de condensado pudo caracterizarse en tres diferentes periodos: Soporte de presión, producción de gas condensado rico y el reciclo de CO2. El estudio concluyó que la presión de yacimiento tiene un impacto significativo en la recuperación del condensado, se obtuvieron mejores resultados cuando la inyección es implementada a mayores presiones de yacimiento (temprano en la vida productiva). Cuando la inyección se modela a altas presiones, la cantidad de condensado líquido en la roca era menor. Esta condición le confirió al CO2 mayor movilidad considerando el efecto de la permeabilidad relativa, en comparación con el caso donde se inyectó a menor presión de yacimiento donde mayor cantidad de condensado líquido estuvo presente en la roca. Por esa razón el GOR incrementa más rápido mientras mayor es la presión de yacimiento.
Estudio del transporte de material de control de pérdidas en un sistema naturalmente fracturado durante operaciones de perforación
(2019-08-31) Díez Hernández, Kelly Lorena
En esta tesis de maestría se presenta un modelo de simulación numérica para evaluar el efecto en productivdad de la filtración, el transporte y la retención de material particulado, así como efectos geomecánicos durante operaciones de perforación en yacimientos naturalmente fracturados. El modelo desarrollado consiste en un simulador de flujo Black Oil desarrollado bajo el enfoque de doble porosidad doble permeabilidad, acoplado a un modelo de apertura de fractura sensitivo a esfuerzos y un modelo de filtración. Este modelo fenomenológico permite estudiar el efecto del material particulado en la reducción de permeabilidad por el efecto combinado de la invasión de sólidos y la sensibilidad a esfuerzos. La validación del modelo se realizó a partir de datos experimentales a escala de laboratorio
Desarrollo de un modelo de simulación térmica y composicional para estudiar el impacto en el recobro de crudo y cambios de composición durante la coinyección de vapor y gases no condensables en yacimientos de crudo pesado
(2019-08-31) Bueno Zapata, Nicolás
La evolución constante de las técnicas de recobro térmico en yacimientos de crudo pesado, obliga a la simulación de yacimientos a actualizarse constantemente para reproducir en mayor detalle el acople de fenómenos complejos. La coinyección de gases y vapor para recobro mejorado de crudo pesado ha tomado relevancia en el tiempo reciente debido a la capacidad aislante que éstos tienen, mejorando el contacto de crudo y vapor. En este trabajo se describe un modelo matemático robusto para acoplar los fenómenos de transporte de materia y energía, respetando el equilibrio termodinámico mediante una ecuación de estado cúbica. Algunos fenómenos adicionales, como la reducción de saturaciones residuales y las pérdidas de calor por rocas adyacentes, también fueron incorporados para capturar los mecanismos de mejora más relevantes que han sido encontrados en la literatura reciente de la coinyección de gases ligeros y vapor. El modelo matemático fue discretizado mediante el método de los volúmenes finitos, permitiendo obtener expresiones numéricas para las ecuaciones residuales. Un proceso de solución iterativo implícito, basado en el método de Newton, fue diseñado e implementado en lenguaje computacional (modelo DFTmp). El método de solución desarrollado es flexible y permite la incorporación de ecuaciones de flujo adicionales para simular procesos de recobro complejos que involucran la inyección de agentes químicos como surfactantes y nanopartículas. El modelo DFTmp fue validado mediante la comparación de sus resultados con aquellos obtenidos de simuladores comerciales y soluciones analíticas. Finalmente fue evaluado un proceso de inyección de vapor y gases ligeros en un yacimiento de crudo pesado. Para este proceso, se caracterizó una mezcla de crudo pesado y sus propiedades fueron ajustadas usando información de pruebas PVT reales. Éstos resultados se adaptaron para simular un proceso de coinyección a condiciones de campo. Esta tesis finalmente plantea un modelo robusto que fue la base del desarrollo de otros módulos que reproducen casos complejos de recobro como inyección de polímeros, surfactantes o nanopartículas, cuyos impactos al flujo están dados por cambios en variables complejas como tensión interfacial, cambios de mojabilidad o cinéticas de reacción en procesos de mejoramiento in-situ.

Examinar

Envíos recientes