Modelo fenomenológico para escalar a yacimiento el impacto sobre producción de hidrocarburos del daño de formación por migración de finos

El objeto del artículo consiste en proponer y resolver un modelo de bases fenomenológicas que permite caracterizar, cuantificar y pronosticar el daño de formación por migración de finos e hinchamiento de arcillas a escala de yacimiento a partir del esquema metodológico matemático lineal de Civan [1]. El proceso de entendimiento del fenómeno de partículas en un medio poroso ha sido abordado en la mayoría de los casos desde la perspectiva del laboratorio, medición de tasas críticas en núcleos de formación y con base en estas se han generado modelos matemáticos para simular los fenómenos de partícula bajo condiciones de laboratorio. Se construye, se propone, se aplica y se valida una metodología para trascender y escalar hasta la escala de yacimiento los resultados de pruebas de daño de formación por flujo de finos observados en laboratorio. La metodología generada se basa en desarrollar pruebas de desplazamiento multi tasa de una suspensión de material fino, resolver y  aracterizar el daño por flujo de partículas en el núcleo en función de la velocidad con el modelo lineal de Civan, construir y resolver el modelo para estimar los perfiles de daño en función del radio, validar el esquema con datos de campo para estimar el impacto del daño y el radio crítico para un pozo productor. Actualmente más del 50% de los campos operados por Ecopetrol presentan daño de formación por procesos de partícula, la cantidad de petróleo que se deja de producir por este fenómeno se estima en miles de barriles, con una aproximación de este tipo se puede diseñar y optimizar los tratamientos requeridos para mitigar el daño y recuperar un porcentaje significativo de los barriles que no se pueden producir. En este proyecto se muestra el proceso usando datos de la formación Barco del campo Cupiagua, el escalamiento indica caídas de permeabilidad del 65% por este tipo de daño, radios de daño entre 1.9 y 4.4 ft y valor “skin” de daño por finos entre 1.9 y 3.4. Este proceso permitió generar diseños de los tratamientos de estimulación para este campo. The objective of the article consists in proposing and solving a model of the phenomenological bases that allows characterize, quantify and predict the formation damage due fines migration and swelling clays at reservoir level from the linear mathematical methodological scheme Civan [1]. The process of understanding the phenomenon of particles on a porous medium has been for the most cases approach from the laboratory perspective, measuring the critical rates of the formation plugs and based on this it’s had been generated a mathematical model for the simulation of the particle phenomenon by laboratory conditions. It’s construct, it’s propose, it’s applied and it’s validate a methodology for transcending and scale to the reservoir scale the results of the formation damage by the flow of fines observed in the laboratory. The generated methodology is base in performing multi-rate coreflooding tests, solve and characterize the damage by particles flow in the plug in function of velocity in the linear model of Civan, construct and determine the model for estimate the profiles of damages in function of the radius, validate the scheme with field data for estimate the impact of damage and the critical radius of the producing well. At the present time more than 50% of the oil fields operate by Ecopetrol display formation damage by particle process, the quantity of the petroleum that it stop producing by this phenomenon is estimated in the thousands of barrels, with this kind of approximation it’s can be design and optimize the treatment require for mitigate the damage and recover a significate percentage of the barrels left out of production. In this project it’s show the entire process using data from the formation Barco of Cupiagua field, the scaling results indicate drops of permeability of 65% by this type of amage, damage radius between 1.9 and 4.4 ft and skin value by fines between 1.9 and 3.4. This process allows to generate the designs of the stimulating treatment for this field

Mathematical Modeling and Pilot Test Validation of Nanoparticles Injection in Heavy Hydrocarbon Reservoirs

Heavy-oil mobility in reservoir rocks can be improved, using nanotechnology, by reducing the viscosity of the oil and improving the rock wettability to a water-wet condition. Previous pilot studies in Colombian heavy oil fields reported that nanoparticles dispersed in an oleic carrier fluid (diesel) increased oil production rates between 120–150% higher than before the interventions. However, to optimally deploy a massive nanofluid intervention campaign in heavy oil fields, it is valuable to implement simulation tools that can help to understand the role of operational parameters, to design the operations and to monitor the performance. The simulator must account for nanoparticle transport, transfer, and retention dynamics, as well as their impact on viscosity reduction and wettability restoration. In this paper, we developed and solved, numerically, a 3D mathematical model describing the multiphase flow and interaction of the nanoparticles with oil, brine, and rock surface, leading to viscosity reduction and wettability restoration. The model is based on a multiphase pseudo-compositional formulation, coupled with mass balance equations, of nanoparticles dispersed in water, nanoparticles dispersed in oil, and nanoparticles retained on the rock surface. We simulated a pilot test study of a nanofluid stimulation done in a Colombian heavy oil field. The injection, soaking, and production stages were simulated using a 3D single-well formulation of the mathematical model. The comparison of simulation results with the pilot test results shows that the model reproduced the field observations before and after the stimulation. Simulations showed that viscosity reduction during the post-stimulation period is strongly related to the detachment rate of nanoparticles. Simulation indicates that the recovery mechanism of the nanofluid stimulation is initially governed by viscosity reduction and wettability alteration. At latter times, wettability alteration is the main recovery mechanism. The nanoparticles transferred to the residual water promote the wettability alteration to a water wet condition. The model can be used to design field deployments of nanofluid interventions in heavy oil reservoirs

Protocolo experimental para la evaluación de microemulsiones que modifican la mojabilidad en el medio poroso. Aplicación a campos colombianos

Las reservas de crudo liviano son cada vez más escasas, a diferencia de los descubrimientos de crudo pesado, razón por lo cual se ha enfocado la atención en este tipo de hidrocarburos. Colombia tiene un gran potencial de crudo pesado, sobre todo en las zonas de la Cuenca de los Llanos Orientales (Campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria), cuyo desarrollo en los últimos años, ha logrado que el 60% de la producción nacional este asociada a este tipo de recurso. La producción de crudo pesado no es fácil, una de las principales dificultades es la alta viscosidad del hidrocarburo, lo cual origina una baja movilidad del mismo y una temprana producción de agua en yacimientos con acuíferos activos. Una de las técnicas más utilizadas para incrementar la productividad en los yacimientos de crudos pesados es la estimulación matricial de pozos, a partir de la cual se pueden modificar las curvas de permeabilidad relativa (alteración de la humectabilidad) y así mejorar la movilidad de estos crudos. Sin embargo es crucial la comprensión de la mojabilidad de la formación para optimizar la recuperación de petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento. Por lo anterior, el presente estudio se centró en desarrollar e implementar un protocolo a nivel de laboratorio, para evaluar tratamientos de estimulación matricial base agua, que tuvieran la capacidad de invertir la mojabilidad natural (generalmente al crudo, debido a la alta afinidad entre el crudo y minerales de roca del yacimiento), hacia una mojabilidad al agua, que conduce a un mejoramiento de la permeabilidad relativa al crudo. El protocolo experimental fue implementado a nivel de laboratorio en el campo Castilla (cuenca de los llanos orientales en Colombia) y se enfocó en tres grandes etapas. 1. Etapa 1: Caracterización básica de fluidos de formación 2. Etapa 2: Evaluación fluido-fluido y comportamiento reológico de fluidos de formación Vs Tratamientos químicos. 3. Etapa 3: Evaluación del efecto sobre la humectabilidad (modificación de ángulos de contacto y permeabilidad relativa). Las principales conclusiones y recomendaciones obtenidas en este estudio son las siguientes: 1. Se desarrolló un protocolo experimental adecuado para la evaluación de microemulsiones y/o aditivos mejoradores de movilidad. 2. La implementación del protocolo permitió seleccionar el mejor tratamiento de alteración de la humectabilidad para el campo Castilla. 3. En la preferencia de la mojabilidad del yacimiento, tienen incidencia: los componentes del petróleo, la química de la salmuera, la superficie mineral, la temperatura, la presión, la tensión interfacial de los fluidos, la presión capilar y la historia de saturación del yacimiento.Reserves of light crude oil are decreasing in contrast to the discoveries of heavy crude which is why attention has been focused on this type of hydrocarbons. Colombia has a high potential in the heavy-crude development especially in the areas of the Llanos Orientales Basin (Campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria) which have been produced in recent years to achieve that the 60% of the national production is associated with this type of resource. Heavy-oil production is not easy due to its high viscosity which causes low oil mobility and early water production in reservoirs with active aquifers. One of the main techniques used to increase productivity in heavy crude oil fields is the matrix stimulation of wells through the injection of treatments that positively alter the relative permeability curves (alteration of wettability) and thus improve the mobility of these crude oils. However, understanding the formation wettability is essential to optimize oil recovery. To assume that a formation is wettable by water, when in reality it is not, can cause irreversible damage to the reservoir. Therefore, the current study focused on developing and implementing a protocol at the laboratory level, to evaluate water-based matrix stimulation treatments that have ability to reverse natural oil wettability (generally to the oil, due to high affinity between oil and rock minerals of reservoir) towards water wettability, which leads to an improvement of relative permeability to crude oil. The experimental protocol was implemented at laboratory level for the Castilla Oilfield (Llanos Orientales basin in Colombia) and focused on three major stages. 1. Stage 1: Basic characterization of treatment fluids. 2. Stage 2: Fluid-fluid evaluation and rheological behavior of formation fluids Vs. Chemical treatments. 3. Stage 3: Evaluation of effect on wettability (modification of contact angles and relative permeability). The main conclusions and recommendations obtained in this study are the following: 1. A suitable experimental protocol was developed for evaluation of microemulsions and / or mobility enhancing additives. 2. Implementation of protocol allowed selecting the best treatment of alteration of wettability for the Castilla oilfield. 3. The components of the oil, the brine chemistry, the mineral surface, the temperature, the pressure, the interfacial tension, the capillary pressure, the saturation history of reservoir, among other properties have an impact on the reservoir’s wettability

Detailed Analysis of a Contiguous 22-Mb Region of the Maize Genome

Most of our understanding of plant genome structure and evolution has come from the careful annotation of small (e.g., 100 kb) sequenced genomic regions or from automated annotation of complete genome sequences. Here, we sequenced and carefully annotated a contiguous 22 Mb region of maize chromosome 4 using an improved pseudomolecule for annotation. The sequence segment was comprehensively ordered, oriented, and confirmed using the maize optical map. Nearly 84% of the sequence is composed of transposable elements (TEs) that are mostly nested within each other, of which most families are low-copy. We identified 544 gene models using multiple levels of evidence, as well as five miRNA genes. Gene fragments, many captured by TEs, are prevalent within this region. Elimination of gene redundancy from a tetraploid maize ancestor that originated a few million years ago is responsible in this region for most disruptions of synteny with sorghum and rice. Consistent with other sub-genomic analyses in maize, small RNA mapping showed that many small RNAs match TEs and that most TEs match small RNAs. These results, performed on ∼1% of the maize genome, demonstrate the feasibility of refining the B73 RefGen_v1 genome assembly by incorporating optical map, high-resolution genetic map, and comparative genomic data sets. Such improvements, along with those of gene and repeat annotation, will serve to promote future functional genomic and phylogenomic research in maize and other grasses

Modelo fenomenológico para escalar a yacimiento el impacto sobre producción de hidrocarburos del daño de formación por migración de finos

The objective of the article consists in proposing and solving a model of the phenomenological bases that allows characterize, quantify and predict the formation damage due fines migration and swelling clays at reservoir level from the linear mathematical methodological scheme Civan [1]. The process of understanding the phenomenon of particles on a porous medium has been for the most cases approach from the laboratory perspective, measuring the critical rates of the formation plugs and based on this it’s had been generated a mathematical model for the simulation of the particle phenomenon by laboratory conditions. It’s construct, it’s propose, it’s applied and it’s validate a methodology for transcending and scale to the reservoir scale the results of the formation damage by the flow of fines observed in the laboratory. The generated methodology is base in performing multi-rate coreflooding tests, solve and characterize the damage by particles flow in the plug in function of velocity in the linear model of Civan, construct and determine the model for estimate the profiles of damages in function of the radius, validate the scheme with field data for estimate the impact of damage and the critical radius of the producing well. At the present time more than 50% of the oil fields operate by Ecopetrol display formation damage by particle process, the quantity of the petroleum that it stop producing by this phenomenon is estimated in the thousands of barrels, with this kind of approximation it’s can be design and optimize the treatment require for mitigate the damage and recover a significate percentage of the barrels left out of production. In this project it’s show the entire process using data from the formation Barco of Cupiagua field, the scaling results indicate drops of permeability of 65% by this type of amage, damage radius between 1.9 and 4.4 ft and skin value by fines between 1.9 and 3.4. This process allows to generate the designs of the stimulating treatment for this field.El objeto del artículo consiste en proponer y resolver un modelo de bases fenomenológicas que permite caracterizar, cuantificar y pronosticar el daño de formación por migración de finos e hinchamiento de arcillas a escala de yacimiento a partir del esquema metodológico matemático lineal de Civan [1]. El proceso de entendimiento del fenómeno de partículas en un medio poroso ha sido abordado en la mayoría de los casos desde la perspectiva del laboratorio, medición de tasas críticas en núcleos de formación y con base en estas se han generado modelos matemáticos para simular los fenómenos de partícula bajo condiciones de laboratorio. Se construye, se propone, se aplica y se valida una metodología para trascender y escalar hasta la escala de yacimiento los resultados de pruebas de daño de formación por flujo de finos observados en laboratorio. La metodología generada se basa en desarrollar pruebas de desplazamiento multi tasa de una suspensión de material fino, resolver y  aracterizar el daño por flujo de partículas en el núcleo en función de la velocidad con el modelo lineal de Civan, construir y resolver el modelo para estimar los perfiles de daño en función del radio, validar el esquema con datos de campo para estimar el impacto del daño y el radio crítico para un pozo productor. Actualmente más del 50% de los campos operados por Ecopetrol presentan daño de formación por procesos de partícula, la cantidad de petróleo que se deja de producir por este fenómeno se estima en miles de barriles, con una aproximación de este tipo se puede diseñar y optimizar los tratamientos requeridos para mitigar el daño y recuperar un porcentaje significativo de los barriles que no se pueden producir. En este proyecto se muestra el proceso usando datos de la formación Barco del campo Cupiagua, el escalamiento indica caídas de permeabilidad del 65% por este tipo de daño, radios de daño entre 1.9 y 4.4 ft y valor “skin” de daño por finos entre 1.9 y 3.4. Este proceso permitió generar diseños de los tratamientos de estimulación para este campo.

Protocolo experimental para la evaluación de microemulsiones que modifican la mojabilidad en el medio poroso. Aplicación a campos colombianos

Reserves of light crude oil are decreasing in contrast to the discoveries of heavy crude which is why attention has been focused on this type of hydrocarbons. Colombia has a high potential in the heavy-crude development especially in the areas of the Llanos Orientales Basin (Campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria) which have been produced in recent years to achieve that the 60% of the national production is associated with this type of resource. Heavy-oil production is not easy due to its high viscosity which causes low oil mobility and early water production in reservoirs with active aquifers. One of the main techniques used to increase productivity in heavy crude oil fields is the matrix stimulation of wells through the injection of treatments that positively alter the relative permeability curves (alteration of wettability) and thus improve the mobility of these crude oils. However, understanding the formation wettability is essential to optimize oil recovery. To assume that a formation is wettable by water, when in reality it is not, can cause irreversible damage to the reservoir. Therefore, the current study focused on developing and implementing a protocol at the laboratory level, to evaluate water-based matrix stimulation treatments that have ability to reverse natural oil wettability (generally to the oil, due to high affinity between oil and rock minerals of reservoir) towards water wettability, which leads to an improvement of relative permeability to crude oil. The experimental protocol was implemented at laboratory level for the Castilla Oilfield (Llanos Orientales basin in Colombia) and focused on three major stages. 1. Stage 1: Basic characterization of treatment fluids. 2. Stage 2: Fluid-fluid evaluation and rheological behavior of formation fluids Vs. Chemical treatments. 3. Stage 3: Evaluation of effect on wettability (modification of contact angles and relative permeability). The main conclusions and recommendations obtained in this study are the following: 1. A suitable experimental protocol was developed for evaluation of microemulsions and / or mobility enhancing additives. 2. Implementation of protocol allowed selecting the best treatment of alteration of wettability for the Castilla oilfield. 3. The components of the oil, the brine chemistry, the mineral surface, the temperature, the pressure, the interfacial tension, the capillary pressure, the saturation history of reservoir, among other properties have an impact on the reservoir’s wettability.Las reservas de crudo liviano son cada vez más escasas, a diferencia de los descubrimientos de crudo pesado, razón por lo cual se ha enfocado la atención en este tipo de hidrocarburos. Colombia tiene un gran potencial de crudo pesado, sobre todo en las zonas de la Cuenca de los Llanos Orientales (Campos: Rubiales, Castilla, Chichimene, Apiay, Suria), cuyo desarrollo en los últimos años, ha logrado que el 60% de la producción nacional este asociada a este tipo de recurso. La producción de crudo pesado no es fácil, una de las principales dificultades es la alta viscosidad del hidrocarburo, lo cual origina una baja movilidad del mismo y una temprana producción de agua en yacimientos con acuíferos activos. Una de las técnicas más utilizadas para incrementar la productividad en los yacimientos de crudos pesados es la estimulación matricial de pozos, a partir de la cual se pueden modificar las curvas de permeabilidad relativa (alteración de la humectabilidad) y así mejorar la movilidad de estos crudos. Sin embargo es crucial la comprensión de la mojabilidad de la formación para optimizar la recuperación de petróleo. Suponer que una formación es mojable por agua, cuando en realidad no lo es, puede ocasionar daños irreversibles en el yacimiento. Por lo anterior, el presente estudio se centró en desarrollar e implementar un protocolo a nivel de laboratorio, para evaluar tratamientos de estimulación matricial base agua, que tuvieran la capacidad de invertir la mojabilidad natural (generalmente al crudo, debido a la alta afinidad entre el crudo y minerales de roca del yacimiento), hacia una mojabilidad al agua, que conduce a un mejoramiento de la permeabilidad relativa al crudo. El protocolo experimental fue implementado a nivel de laboratorio en el campo Castilla (cuenca de los llanos orientales en Colombia) y se enfocó en tres grandes etapas. 1. Etapa 1: Caracterización básica de fluidos de formación 2. Etapa 2: Evaluación fluido-fluido y comportamiento reológico de fluidos de formación Vs Tratamientos químicos. 3. Etapa 3: Evaluación del efecto sobre la humectabilidad (modificación de ángulos de contacto y permeabilidad relativa). Las principales conclusiones y recomendaciones obtenidas en este estudio son las siguientes: 1. Se desarrolló un protocolo experimental adecuado para la evaluación de microemulsiones y/o aditivos mejoradores de movilidad. 2. La implementación del protocolo permitió seleccionar el mejor tratamiento de alteración de la humectabilidad para el campo Castilla. 3. En la preferencia de la mojabilidad del yacimiento, tienen incidencia: los componentes del petróleo, la química de la salmuera, la superficie mineral, la temperatura, la presión, la tensión interfacial de los fluidos, la presión capilar y la historia de saturación del yacimiento

Disaggregation and discretization methods for formation damage estimation in oil and gas fields: an overview

Formation damage could potentially impede production and injection operations. Hence, characterization and discretization processes of formation damage should be connected to quantification and disaggregation techniques, relying on characterization fundamentals that consider chemical and physical changes in the fluid and rock system through the field productive life. This document presents a review of different disaggregation, quantification and discretization methods for the formation damage estimation in oil and gas fields. This review is mainly divided into three main sections, namely: i) Formation damage diagnosis, ii) Formation damage quantification, and iii) Formation damage disaggregation. This document will aid in the alignment of the academic and industrial sectors to incentivize the prevention and inhibition of formation damage, as well as the optimal design of remediation mechanismsEl daño a la formación podría impedir las operaciones de producción e inyección y, por lo tanto, debe evitarse. Por lo tanto, los procesos de caracterización y discretización del daño de la formación deben estar conectados a las técnicas de cuantificación y desagregación, basándose en los fundamentos de caracterización que consideran los cambios químicos y físicos en el sistema de fluidos y rocas a través de la vida productiva del campo. Este documento presenta una revisión de diferentes métodos de desagregación, cuantificación y discretización del daño de formación en campos de petróleo y gas. Esta revisión se divide principalmente en tres secciones principales: i) Diagnóstico, ii) Cuantificación y iii) Discretización de daños en la formación. Este documento ayudará a alinear los sectores académico e industrial para incentivar la prevención e inhibición del daño de la formación, así como el diseño óptimo de los mecanismos de remediació

A Theoretical and Experimental Approach to the Analysis of Hydrogen Generation and Thermodynamic Behavior in an In Situ Heavy Oil Upgrading Process Using Oil-Based Nanofluids

This study aims to show a theoretical and experimental approach to the analysis of hydrogen generation and its thermodynamic behavior in an in situ upgrading process of heavy crude oil using nanotechnology. Two nanoparticles of different chemical natures (ceria and alumina) were evaluated in asphaltene adsorption/decomposition under a steam atmosphere. Then, a nanofluid containing 500 mg·L−1 of the best-performing nanoparticles on a light hydrocarbon was formulated and injected in a dispersed form in the steam stream during steam injection recovery tests of two Colombian heavy crude oils (HO1 and HO2). The nanoparticles increased the oil recovery by 27% and 39% for HO1 and HO2 regarding the steam injection. The oil recovery at the end of the displacement test was 85% and 91% for HO1 and HO2, respectively. The recovered crude oil showed an increment in API° gravity from 12.4° and 12.1° to 18.5° and 29.2° for HO1 and HO2, respectively. Other properties, such as viscosity and content of asphaltenes and resins with high molecular weight, were positively modified in both crude oils. The fugacity of H2 was determined between the reservoir and overburden pressure and different temperatures, which were determined by the thermal profiles in the displacement test. The fugacity was calculated using the application of virial equations of state with mixing rules based on the possible intermolecular interactions between the components. Hydrogen acquired a higher chemical potential via nanoparticle presence. However, the difference in H2 fugacity between both points is much higher with nanoparticles, which means that hydrogen presents a lower tendency to migrate by diffusion to the high-pressure point. The difference between HO1 and HO2 lies mainly in the fact that the pressure difference between the reservoir and the overburden pressure is greater in HO2; therefore, the difference in fugacity is greater when the pressure differential is greater