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

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

Guidelines for the use and interpretation of assays for monitoring autophagy (4th edition)

In 2008, we published the first set of guidelines for standardizing research in autophagy. Since then, this topic has received increasing attention, and many scientists have entered the field. Our knowledge base and relevant new technologies have also been expanding. Thus, it is important to formulate on a regular basis updated guidelines for monitoring autophagy in different organisms. Despite numerous reviews, there continues to be confusion regarding acceptable methods to evaluate autophagy, especially in multicellular eukaryotes. Here, we present a set of guidelines for investigators to select and interpret methods to examine autophagy and related processes, and for reviewers to provide realistic and reasonable critiques of reports that are focused on these processes. These guidelines are not meant to be a dogmatic set of rules, because the appropriateness of any assay largely depends on the question being asked and the system being used. Moreover, no individual assay is perfect for every situation, calling for the use of multiple techniques to properly monitor autophagy in each experimental setting. Finally, several core components of the autophagy machinery have been implicated in distinct autophagic processes (canonical and noncanonical autophagy), implying that genetic approaches to block autophagy should rely on targeting two or more autophagy-related genes that ideally participate in distinct steps of the pathway. Along similar lines, because multiple proteins involved in autophagy also regulate other cellular pathways including apoptosis, not all of them can be used as a specific marker for bona fide autophagic responses. Here, we critically discuss current methods of assessing autophagy and the information they can, or cannot, provide. Our ultimate goal is to encourage intellectual and technical innovation in the field