ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD DE VARIABLES QUE AFECTAN LA TÉCNICA TOE TO HEEL WATERFLOODING (TTHW) MEDIANTE MODELOS CONCEPTUALES DE SIMULACIÓN NUMÉRICA

La inyección de agua se ha convertido en uno de los procesos de recobro de petróleo más utilizado en el mundo. Sin embargo, esta puede llegar a ocasionar problemas como canalización del agua y bajas eficiencias de barrido vertical debido a la heterogeneidad del yacimiento, llevando al fracaso económico del proyecto. Por lo anterior, diversos autores han realizado estudios modificando la inyección de agua convencional, incluyendo el uso de pozos horizontales con el fin de mitigar los problemas mencionados. Esta tecnología denominada “Toe To Heel Waterflooding” (TTHW) clasificada como “short-distance”, ya que la distancia que recorre el crudo para ser producido es pequeña debido a la configuración de pozos, ocasionando a la vez una reducción en la caída de presión entre el pozo productor horizontal y el pozo inyector vertical, haciendo las fuerzas de gravedad más relevantes en el proceso.   En el presente trabajo se da a conocer un estudio a partir de modelos conceptuales de simulación del comportamiento de la inyección de agua usando pozos horizontales, con el fin de identificar los principales parámetros que inciden en el proceso y posteriormente determinar la factibilidad técnica del mismo en un modelo con propiedades de un campo Colombiano. Entre los parámetros evaluados se encuentran: Tasa de inyección, Permeabilidades, Viscosidad del crudo. Se realizó además un estudio comparativo entre la inyección de agua convencional y la tecnología TTHW determinando así las condiciones en las cuales el TTHW surge como alternativa para contrarrestar los efectos negativos en la inyección convencional. Por último se construyó un modelo conceptual estratificado con propiedades del campo Tello en cual se analiza el efecto de la segregación gravitacional.   Palabras Clave: TTHW, Inyección de agua, pozos horizontales, simulación numérica     ABSTRACT   Waterflooding has been one of the most used oil recovery method around the world. However, this method may cause problems such as water channeling and low vertical sweep efficiency, due to reservoir heterogenety, carrying out the proyect economical failure. Previously, many authors have done studies over conventional waterflooding, using horizontal Wells in order to reudce the above problems. This technology called Toe To Heel Waterflooding (TTHW) has been classified as a short-distance, because the distance between the oil and the producer well is short due to the wells’ configuration generating a reduction of the pressures drop between the horizontal well and the vertical well, making the gravity forces more important in the process.   This work shows a study of conceptual models of simulation of waterflooding behavior by using horizontal Wells, in order to identify the principal parameters that affect the process and determine its technical factibility too, in a model with characteristics of a Colombian field. The evaluated parameters are: injection rate, permeabilities, oil viscosity; it was also done a comparative study between the conventional waterflooding and TTHW technology, identifying the conditions in which TTHW emerge as an alternative to counteract the negative results in the normal injection. Finally, it was built a layered conceptual reservoir with characteristics of Tello’s field, in which it is analyzed the effect of gravitational drainage.   Keywords: Waterflooding, horizontal wells, TTHW, numerical simulation

AJUSTE DE UNA ECUACIÓN DE ESTADO CÚBICA (EOS) POR EL MÉTODO DE REGRESIÓN NO LINEAL MÚLTIPLE (MNR) PARA SIMULAR EL COMPORTAMIENTO VOLUMÉTRICO Y DE FASES DEL CRUDO PRODUCIDO EN EL CAMPO ESCUELA COLORADO

RESUMEN En este trabajo se aplicó una metodología usada por la industria de los hidrocarburos para controlar la calidad y representatividad de los análisis PVT disponibles en el Campo Escuela Colorado a lo largo de su vida productiva. Durante el mismo se realizó una revisión bibliográfica exhaustiva que permitiera calificar los diferentes modelos de EOS, seleccionando así el más apropiado para el modelamiento de los fluidos. Finalmente se realizó el ajuste de la EOS seleccionada, modificando sistemáticamente sus parámetros internos por medio del método de regresión no lineal múltiple (MNR), lo cual posibilita que el modelo prediga de buena manera el equilibrio de fases y el comportamiento volumétrico del fluido de yacimiento. Palabras clave: calidad, representatividad, ecuación de estado cúbica (EOS), pruebas PVT, regresión no lineal múltiple (MNR), equilibrio de fases, comportamiento volumétrico. ABSTRACT In this work was applied a used methodology by the hydrocarbons industry to control the quality and representativeness of the available PVT test in the Colorado School Field during its productive life. The more appropriate EOS for the fluid’s modeling was chosen by mean of exhaustive bibliographic review; which permits to collect information about of important characteristics of the models for their qualification. Finally the tuning of the chosen EOS was realized, modifying systematicaly its internal parameters by mean of multiple nonlinear regressions (MNR), which allows that the model predicts very well the phase equilibrium and the volumetric behavior of the reservoir fluid. Keywords: quality, representativeness, cubic equation of state (EOS), PVT test, multiple nonlinear regression (MNR), phase equilibrium, volumetric behavior

ANÁLISIS DE RIESGO Y SIMULACIÓN DE MONTE CARLO EN LA VALORACIÓN DE PROYECTOS– APLICACIÓN EN LA INDUSTRIA DE LOS HIDROCARBUROS

RESUMENEste trabajo presenta una metodología que permite desarrollar una evaluación financiera eficiente, basada enun análisis de riesgo que integra variables técnicas y financieras mediante el uso de diagramas de influenciay simulación de Monte Carlo; logrando no sólo simplificar el modelo de simulación, sino además seleccionarapropiadamente las variables de mayor interés e impacto para el proyecto. La metodología desarrollada seaplica a la evaluación de un proyecto de recobro secundario mediante inyección de agua en un campo petrolerocolombiano, resaltando la industria de los hidrocarburos como un claro exponente de la evaluación de proyectosbajo condiciones de incertidumbre, dadas sus altas inversiones y el gran número de variables técnicas y financierasque le afectan.Palabras Claves: Análisis de Riesgo, Diagramas de Influencia, Evaluación financiera, Incertidumbre, Simulaciónde Monte Carlo, Inyección de Agua.ABSTRACTThis paper presents a methodology to develop an efficient financial assessment through risk analysis that integratestechnical and financial variables using influence diagrams and Monte Carlo Simulation, achieving not onlysimplify the simulation model, but also a selection appropriate variables that impact the project. This methodologyis exemplified through its application in the evaluation of an enhanced oil recovery project in Colombian oil field,highlighting the oil industry as a prime example of a project evaluation under uncertainty, taken in account theirhigh investment and high number of technical and financial variables that affect it.Keywords: Financial Assessment, Uncertainty, Risk Analysis, Monte Carlo Simulation, Waterflooding

Metodología para la priorización de tecnologías emergentes de recobro mejorado químico

Debido al incremento en el consumo de combustibles y los retos que representa la reposición de reservas, la implementación de procesos de recobro mejorado juega un papel fundamental en el balance energético mundial, ya sea mediante el incremento del factor de recobro o la incorporación de reservas. Mejorar el desempeño de los procesos de recobro mejorado es una necesidad de la industria petrolera actual y por ello las investigaciones relacionadas con esta área de conocimiento crecen constantemente. Por esta razón, en el desarrollo de este trabajo se ha diseñado una metodología que permite priorizar tecnologías emergentes de recobro mejorado que permitan identificar aquellas con un mayor potencial de implementación en campo a mediano plazo ajustada a las necesidades de los yacimientos colombianos. La metodología desarrollada se puede aplicar a priorización de tecnologías en general, sin embargo, el enfoque inicial se centró en identificar tecnologías emergentes de recobro químico que incluyen: inyección de polímeros modificados y con diferentes funcionalidades, nanotecnología para recobro mejorado, nuevos surfactantes, inyección de agua modificada y disociaciones fuertes de sustancias químicas. Teniendo en cuenta lo novedoso de las tecnologías y lo embrionario de su simulación física y numérica, se definieron parámetros que permitirían su valoración en términos de viabilidad de aplicación: grado de madurez del proceso utilizando el concepto de Technology Readiness Levels (TRL), eficiencia de recobro esperada, reservas disponibles empleando el concepto de analogías de Security Energy Commission (SEC), costos asociados, comercialidad, alineación estratégica con las necesidades de la industria petrolera colombiana y por último, el potencial impacto ambiental. Finalmente, a partir de la definición de los parámetros de screening técnico para cada tecnología y la evaluación de los parámetros valorativos de la metodología, se realizó un proceso comparativo de la potencialidad de las tecnologías con las necesidades de los campos colombianos, obteniendo un ranking preliminar de tecnologías aplicables y donde la inyección de polímeros modificados y la inyección de agua modificada resultaron ser las tecnologías de mayor potencial de acuerdo a los criterios desarrollados en el presente trabajo. La priorización de estas tecnologías permite concentrar esfuerzos en la selección de aquellas con mayor potencial con el objetivo de materializar planes de producción en el mediano plazo, así como apalancar la incorporación de reservas.Due to the increase in energy consumption and current challenges replacing reserves, the implementation of enhanced oil recovery (EOR) processes will continue playing a fundamental role in the global energy balance, either by increasing the recovery factor or by incorporating reserves. Therefore, increase the efficiency of EOR methods represents an important challenge in today’s oil industry and its research is showing a growing interest. For this reason, this work developed a methodology to rank emerging technologies of chemical EOR (CEOR) that can be implemented in Colombian fields in the mid-term. The proposed methodology can be implemented for the prioritization of technologies in general. However, this work is focused on identifying CEOR emerging technologies such as: modified polymers with different functionalities, nanotechnology for CEOR, new surfactants, modified water injection and strong dissociations of chemical substances. Taking into account the novelty of these technologies and the limited number of protocols available to properly evaluate it at laboratory and numerical scale, a set of parameters to assess these technologies in terms of viability for field implementation were defined. These parameters include:  process maturity degree using Technology Readiness Levels (TRL) concept, expected recovery efficiency, available reserves and Security Energy Commission (SEC) reservoir analogy, associated costs, commercialization, strategic alignment with the Colombian oil industry needs and, finally, the potential environmental impact. Based on the definition of technical screening parameters for each technology and the evaluation of the set of parameters defined in the proposed methodology, a comparative process of the potential of each of the technologies evaluated with the needs of the Colombian fields was carried out. The results of this ranking methodology identified the injection of modified polymer with functionalities and the injection of modified water as the technologies with the largest potential for field implementation. Finally, the ranking of these CEOR technologies will allow focusing efforts in the selection of those with greater potential optimizing time and resources. In addition, it will contribute materializing field development plans, extending production life of Colombian assets as well as supporting the incorporation of oil reserves in the country

Effect of ionic strength in low salinity water injection processes

Low salinity water injection has been frequently studied as an enhanced oil recovery process (EOR), mainly due to promising experimental results and because operational needs are not very different from those of the conventional water injection. However, there is no agreement on the mechanisms involved in increasing the displacement of crude oil, except for the effects of wettability changes. Water injection is the oil recovery method mostly used, and considering the characteristics of Colombian oil fields, this study analyses the effect of modifying the ionic composition of the waters involved in the process, starting from the concept of ionic strength (IS) in sandstone type rocks. The experimental plan for this research includes the evaluation of spontaneous imbibition (SI), contact angles, and displacement efficiencies in Berea core plugs. Interfacial tension and pH measurements were also carried out. The initial scenario consists in formation water (FW), with a total concentration of 9,800 ppm (TDS) (IS ~ 0.17) and a 27 °API crude oil. Magnesium and Calcium brine were also used in a first approach to assess the effect of the divalent ions. Displacement efficiency tests are performed using IS of 0.17, 0.08, and 0.05, as secondary and tertiary oil recovery and the recovery of oil increases in both scenarios. Spontaneous imbibition curves and contact angle measurements show variations as a function of the ionic strength, validating the displacement efficiencies. Interfacial tension and pH collected data evidence that fluid/fluid interactions occur due to ionic strength modifications. However, as per the conditions of this research, fluid/fluid mechanisms are not as determining as fluid/rock.La inyección de agua de baja salinidad ha sido frecuentemente estudiada como un proceso de recobro mejorado (EOR), principalmente debido a resultados experimentales prometedores y dado que las necesidades operacionales no son muy diferentes a las de la inyección de agua convencional. Sin embargo, no existe consenso en los mecanismos por los cuales mejora el desplazamiento de aceite, solo en que está relacionado con un efecto en la humectabilidad. La inyección de agua es el método de recobro más utilizado y, considerando las características de los campos Colombianos, este estudio analiza el efecto de modificar la composición iónica de las aguas involucradas en dicho proceso; partiendo del concepto de fuerza iónica (FI) y para rocas tipo areniscas. El diseño experimental para esta investigación incluye la evaluación de imbibiciones espontáneas (IS), ángulos de contacto y eficiencias de desplazamiento en rocas tipo Berea. También se considera la variación de la tensión interfacial y el pH. El sistema inicial se construyó con agua de formación con concentración total de 9.800 ppm (TDS) (FI ~ 0.17) y crudo de 27 °API. Salmueras de cloruro de Calcio y Magnesio también fueron utilizadas para evaluar el efecto de los iones divalentes. Pruebas de eficiencia de desplazamiento fueron realizadas con agua de fuerza iónica de 0.17, 0.08 y 0.05, en escenarios de recobro secundario y terciario, presentando aumento de la recuperación de aceite en ambos casos. Las mediciones de imbibición espontánea y de ángulos de contacto presentaron variación con la fuerza iónica, validando los resultados de eficiencia de desplazamiento. Las mediciones de tensión interfacial y pH indican interacciones fluido-fluido debidas al cambio en la fuerza iónica, sin embargo; para las condiciones de esta investigación, los mecanismos fluido-fluido no parecen tan determinantes como los fluido-roca

Analysis of mixing parameters for polymer gels used for the correction of water injection profiles

Polymer gels as modifiers of the injection profile in secondary recovery processes are a widely used technic in the industry, however, its use is based on the success of their applications, without existing a detailed knowledge of the mechanisms of the phenomenon, leaving open big doubts on design factors, risk variables, prediction of results to be obtained, etc. Design of applications in the field is performed following the concepts formulated since the creation of the technology, involving only fluid-fluid tests, with a qualitative approach that does not allow a detailed analysis of the phenomena. Fluid-fluid tests, commonly used in this technology, are the starting point of this research to further involve quantitative analysis such as ultraviolet rays and rheological tests for better understanding of the process. From this research were obtained new ways to assess mixing parameters needed prior to field application of gels for plugging of water thief zones.O gel de polímero como modificador do perfil de injeção em processos de recuperação secundária é uma técnica amplamente utilizada na indústria, no entanto, seu uso está baseado no sucesso de suas aplicações, sem que ainda exista um conhecimento detalhado sobre os mecanismos do fenómeno, deixando abertas grandes dúvidas sobre fatores de desenho, variáveis de risco, predição de resultados a ser obtidos, etc. O desenho de aplicações no campo se faz segundo os conceitos formulados desde a criação da tecnologia, envolvendo apenas testes fluído-fluído, com uma abordagem qualitativa que não possibilita uma análise detalhada do fenómeno. Os testes fluído-fluído, comumente utilizados nesta tecnologia, são os pontos de partida da pesquisa para integrar ainda mais a análise qualitativa como raios ultravioletas e testes reológicos para uma melhor compreensão do processo. Com base nesta pesquisa, conseguimos novas formas de avaliar os parâmetros de mistura necessários antes da aplicação em campo de geles para a obturação de zonas water thief.Los geles poliméricos como modificadores del perfil de inyección en procesos de recobro secundario son una técnica ampliamente utilizada en la industria, sin embargo, su uso se fundamenta en el éxito de sus aplicaciones, sin existir un conocimiento detallado de los mecanismos del fenómeno, y dejando abiertas grandes dudas sobre factores de diseño, variables de riesgo, predicción de los resultados a obtener, etc. El diseño de las aplicaciones en campo es realizado siguiendo los conceptos formulados desde la creación de la tecnología, involucrando solamente pruebas fluido-fluido, con enfoque cualitativo que no permite analizar en detalle los fenómenos presentes. Esta investigación parte de las pruebas fluido-fluido comúnmente usadas en esta tecnología para posteriormente involucrar análisis cuantitativos como rayos ultravioleta y pruebas reológicas, obteniendo resultados que permiten entender mejor el proceso bajo estudio. Se obtiene de la investigación realizada nuevas formas de evaluar los parámetros de mezcla necesarios previa a la aplicación en campo de geles para taponamiento de zonas ladronas de agua

Colloidal dispersion gels (CDG) to improve volumetric sweep efficiency in waterflooding processes

A viable option for the sustainability of hydrocarbon supply in the short and medium term is increasing the expected ultimate oil recovery factor through Enhanced Oil Recovery processes (EOR). f . The purpose of this paper is to describe a methodology to evaluate EOR technologies developed at the Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) of ECOPETROL S.A. in 2012. The methodology includes theoretical evaluation, design (geological analysis, engineering analysis, laboratory static and dynamic tests and numerical simulation, among others), field implementation and surveillance of Colloidal Dispersion Gels (CDG) injection. CDG is an EOR method that consists in the co-injection of high molecular weight polymer and a crosslinker, to generate microgels in the reservoir. This technology has become an alternative to polymer flooding. This paper describes a field application in Dina Cretáceos Field (Dina) supported by the proposed methodology, which corresponds to the first chemical enhanced oil recovery pilot implemented in Colombia by ECOPETROL S.A. Results of this study show an increase in volumetric sweep efficiency due the improvement of the mobility ratio, increasing in oil production and decreasing in water production. Based on the results of this pilot, which started in June 2011, the feasibility of expanding the use of CDG technology in Dina and others fields of Colombia is being assessed at present.Uma opção viável para garantir a sustentabilidade do fornecimento de hidrocarbonetos a curto e médio prazo é o aumento do fator de recuperação última das jazidas, mediante a implantação de métodos de recuperação melhorada (EOR, por suas siglas em inglês). Este artigo tem como objetivo descrever uma metodologia para avaliar tecnologias EOR desenvolvida no Instituto Colombiano do Petróleo (ICP) de ECOPETROL S.A., em 2012. A metodologia compreende uma avaliação teórica, desenho (análise geológica, análise de engenharia, provas estáticas e dinâmicas em nível de laboratório e simulação numérica), execução em campo e monitoramento de processos de injeção de géis de dispersão coloidal (CDG, de suas siglas em inglês), CDG é um método EOR que consiste na coinjeção de polímero de alto peso molecular com um agente entrecruzador que permite a geração de micro géis na formação. Esta tecnologia converteu-se em uma alternativa aos processos de injeção de polímero. Neste trabalho inclui-se um caso de aplicação no Campo Dina Cretáceo (Dina) da metodologia proposta, que corresponde ao primeiro piloto de recuperação química na Colômbia realizado por ECOPETROL S.A. Os resultados deste estudo mostram um aumento na eficiência volumétrica de varrido devido à melhoria da relação de mobilidade, dando lugar a um aumento na produção de petróleo e uma diminuição da produção de água. Com base nos resultados deste piloto, que iniciou sua execução em junho de 2011, atualmente avalia-se a factibilidade de expandir o uso da tecnologia CDG em Dina e em outros campos da Colômbia.Una opción viable para garantizar la sustentabilidad del suministro de hidrocarburos a corto y mediano plazo es el incremento del factor de recobro último de los yacimientos, mediante la implementación de métodos de recobro mejorado (EOR, por sus siglas en inglés). Este artículo tiene como objetivo describir una metodología para evaluar tecnologías EOR desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) de ECOPETROL S.A. en el año 2012. La metodología comprende una evaluación teórica, diseño (análisis geológico, análisis de ingeniería, pruebas estáticas y dinámicas a nivel de laboratorio y simulación numérica), ejecución en campo y monitoreo de procesos de inyección de geles de dispersión coloidal (CDG, de sus siglas en inglés), CDG es un método EOR que consiste en la co-inyección de polímero de alto peso molecular con un agente entrecruzador que permite la generación de microgeles en la formación. Esta tecnología se ha convertido en una alternativa a los procesos de inyección de polímero. En este trabajo se incluye un caso de aplicación en el Campo Dina Cretáceo (Dina) de la metodología propuesta, que corresponde al primer piloto de recobro químico en Colombia realizado por ECOPETROL S.A. Los resultados de este estudio muestran un incremento en la eficiencia volumétrica de barrido debido a la mejora de la relación de movilidad, dando lugar a un aumento en la producción de petróleo y una disminución de la producción de agua. Con base en los resultados de este piloto, que inició su ejecución en Junio de 2011, actualmente se evalúa la factibilidad de expandir el uso de la tecnología CDG en Dina y otros campos de Colombia

Effect of ionic composition in water: oil interactions in adjusted brine chemistry waterflooding: preliminary results

Low salinity or adjusted brine composition waterflooding (LSW or ABCW) is considered a promising improved/enhanced oil recovery (IOR/EOR) method. Despite the large number of studies documented in the literature, there are contradictory results and a lack of consensus regarding the mechanisms that operate in this recovery process. The proposed fluid:rock and fluid:fluid mechanisms are still under discussion and investigation. However, the impact of oil geochemistry and its importance on the fluid:fluid interactions that can occur with brines during LSW or ABCW have been overlooked and studied in a lesser extent. The scope of the present study is to preliminary evaluate crude oil:brine interactions to validate the influence of its compositions. These interactions were evaluated at static conditions for a week and reservoir temperature (60°C) using two oil samples from different Colombian basins and brine solutions of different composition at a constant ionic strength (I = 0.086). Specifically, this investigation evaluated the effect of the type of cation (Na+ and Ca2+) and anion (Cl- and SO4=) on crude oil:brine interactions. The results of these experiments were compared with tests using distilled water (DW). Although a basic characterization of brines (i.e. pH, alkalinity and ionic composition) and oil (oil viscosity) was performed, the main objective of this study is the analysis of water-soluble organic compounds (WSOC) using Fourier Transform Ion Cyclotron Resonance Mass Spectrometry (FT-ICR MS). The results demonstrate that water:oil interactions are dependent on brine and crude oil compositions. The main changes observed in the aqueous phase were the increase in inorganic components (desalting effects) and organic compounds soluble in water. Only the system crude oil A and NaCl (5,000 ppm) showed the formation of a micro dispersion. Negative electrospray ionization (ESI (-)) FT-ICR MS data shows that WSOC’s identified in DW and Na2SO4 after the interaction with crude oil A belongs to similar classes but there is marked selectivity of species solubilized with different brines. The relative abundance of classes Ox, OxS and NOx (x > 2) decreases while Ox, OxS and NOx (x ≤ 2) increase their solubility in the presence of Na2SO4 compared to DW. The analysis of O2 and O3S classes using double bond equivalence (DBE) vs. carbon number (CN) contour plots shows that the isoabundance of water-soluble species are within the range of DBE £ 10 and CN £ 20 regardless the brine used in the experiments. Finally, the method of solvent extraction in silica columns used in this investigation for the analysis of WSOC using FT-ICR MS represents a powerful and new approach to study LSW and ABCW.La inyección de agua de baja salinidad (LSW) o de composición química modificada (ABCW) ha generado un gran interés como método de recobro mejorado (IOR/EOR). A pesar de múltiples estudios documentados en la literatura, se destaca que no existe un acuerdo respecto a los mecanismos que operan en este proceso de recobro e incluso se evidencian resultados contradictorios. Lo anterior se valida con el aumento del interés de investigar los posibles mecanismos a través de estudios de interacciones fluido:fluido y fluido:roca. Sin embargo, el impacto de la geoquímica de crudos y su importancia durante las interacciones fluido:fluido que pueden ocurrir durante LSW y ABCW no han sido estudiadas en profundidad. El presente estudio consiste en evaluar interacciones crudo:salmuera para validar la influencia de sus composiciones. El estudio se basó en experimentos en condiciones estáticas por una semana a temperatura de yacimiento (60°C) utilizando dos muestras de crudos colombianos y salmueras de diferentes composiciones a fuerza iónica constante (I = 0,086). Específicamente, esta investigación evaluó el efecto del catión (Na+ and Ca2+) y del anión (Cl- and SO4=) en las interacciones crudo:salmuera. Los resultados de estos experimentos fueron comparados con pruebas realizadas con agua destilada (DW). Aun cuando se desarrolla una caracterización básica de las fases acuosas (p.e. pH, alcalinidad y composición iónica) y oleica (viscosidad), el objetivo principal de este estudio es el análisis de compuestos orgánicos solubles en agua (WSOC) utilizando la técnica de Petroleómica (FT-ICR MS). Los resultados demuestran que las interacciones crudo:salmuera dependen de la composición de cada una de las fases. Los mayores cambios observados en la fase acuosa fue el incremento de especies inorgánicas (desalado de crudo) y de compuestos orgánicos solubles en agua. Solo el sistema crudo A y NaCl (5000 ppm) mostró la formación de una micro-dispersión. Los resultados de FT-ICR MS en modo de ionización negativa (ESI (-)) muestran que los WSOC transferidos de la fase oleica a la acuosa con DW y Na2SO4 después de la interacción con el crudo A pertenecen a las mismas clases. Sin embargo, se evidencia una clara selectividad de las especies solubilizadas con las diferentes soluciones acuosas. La abundancia relativa de las clases Ox, OxS and NOx (x > 2) disminuyen mientras que las de las clases Ox, OxS and NOx (x ≤ 2) aumentan su solubilidad en presencia de Na2SO4 comparado con DW. A partir del análisis de las clases O2 y O3S empleando mapas de contorno de Equivalencia de Doble Enlace (DBE) vs. Número de Carbono (CN) muestran que la iso-abundancia de especies solubles en agua se encuentra en el intervalo DBE £ 10 y CN £ 20 independientemente de la salmuera empleada. Finalmente, el método de extracción por solventes en columnas de sílice empleado en esta investigación para el análisis de WSOC utilizando la técnica de FT-ICR MS representa un nuevo y poderoso enfoque para el estudio de procesos LSW y ABCW

Polymer gels for controlling water thief zones in injection wells

Oil recovery by water injection is the most extended technology in the world for additional recovery, however, formation heterogeneity can turn it into highly inefficient and expensive by channeling injected water. This work presents a chemical option that allows controlling the channeling of important amounts of injection water in specific layers, or portions of layers, which is the main explanation for low efficiency in many secondary oil recovery processes. The core of the stages presented here is using partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) cross linked with a metallic ion (Cr+3), which, at high concentrations in the injection water (5000-20000 ppm), generates a rigid gel in the reservoir that forces the injected water to enter into the formation through upswept zones. The use of the stages presented here is a process that involves from experimental evaluation for the specific reservoir to the field monitoring, and going through a strict control during the well intervention, being this last step an innovation for this kind of treatments. This paper presents field cases that show positive results, besides the details of design, application and monitoring.O recobro de hidrocarbonatos mediante injeção de água é a tecnologia de recobro adicional mais estendida no mundo, entretanto, a heterogeneidade da jazida pode convertê-lo em altamente ineficiente ou caro. Este trabalho apresenta uma opção química que, ao serem implementados, permitem controlar a canalização de altas porcentagens de água injetada em areias, ou frações de areias, específicas; o qual é uma das principais explicações para a baixa eficiência de muitos processos de recobro secundário. O coração dos passos ou etapas aqui discutidos á a mistura de água com poliacrilamida parcialmente hidrolisada (HPAM), a concentrações entre 5 000 y 20 000 ppm, e um íon metálico (Cr+3); mistura que no jazida forma um gel rígido que desvia a água injetada a zonas não barridas. As etapas mencionadas incluam desde avaliação experimental até monitoramento em campo, passando por um controle estrito da operação do poço tratado, sendo este último componente completamente inovador para este tipo de tratamentos. Apresentam aqui resultados de campo que demonstram benefícios, ao tempo que se detalha o processo de desenho, aplicação e seguimento.El recobro de hidrocarburos mediante inyección de agua es la tecnología de recobro adicional más extendida en el mundo, sin embargo, la heterogeneidad del yacimiento puede convertirlo en altamente ineficiente o costoso al provocar la canalización del agua. Este trabajo presenta una opción química que, al ser implementada, permite controlar la canalización de altos porcentajes de agua inyectada en arenas, o fracciones de arenas específicas; lo cual es una de las principales explicaciones para la baja eficiencia de muchos procesos de recobro secundario. El corazón de los pasos o etapas aquí discutidos es la mezcla de agua con poliacrilamida parcialmente hidrolizada (HPAM), a concentraciones entre 5000 y 20000 ppm, y un ion metálico (Cr+3), mezcla que en el yacimiento forma un gel rígido que desvía el agua inyectada hacia zonas no barridas. Las etapas mencionadas incluyen desde evaluación experimental hasta monitoreo en campo, pasando por un control estricto de la operación en el pozo inyector, siendo este último componente completamente innovador para este tipo de tratamientos. Se presentan aquí resultados de campo que demuestran beneficios, al tiempo que se detalla el proceso de diseño, aplicación y seguimiento

Ajuste de una ecuación de estado cúbica (EOS) por el método de regresión no lineal múltiple (MNR) para simular el comportamiento volumétrico y de fases del crudo producido en el campo escuela Colorado.

In this work was applied a used methodology by the hydrocarbons industry to control the quality and representativeness of the available PVT test in the Colorado School Field during its productive life. The more appropriate EOS for the fluid’s modeling was chosen by mean of exhaustive bibliographic review; which permits to collect information about of important characteristics of the models for their qualification. Finally the tuning of the chosen EOS was realized, modifying systematicaly its internal parameters by mean of multiple nonlinear regressions (MNR), which allows that the model predicts very well the phase equilibrium and the volumetric behavior of the reservoir fluid.En este trabajo se aplicó una metodología usada por la industria de los hidrocarburos para controlar la calidad y representatividad de los análisis PVT disponibles en el Campo Escuela Colorado a lo largo de su vida productiva. Durante el mismo se realizó una revisión bibliográfica exhaustiva que permitiera calificar los diferentes modelos de EOS, seleccionando así el más apropiado para el modelamiento de los fluidos. Finalmente se realizó el ajuste de la EOS seleccionada, modificando sistemáticamente sus parámetros internos por medio del método de regresión no lineal múltiple (MNR), lo cual posibilita que el modelo prediga de buena manera el equilibrio de fases y el comportamiento volumétrico del fluido de yacimiento