Drenaje gravitacional asistido con vapor, SAGD , aplicado a yacimientos de crudos pesados.

Worldwide, new techniques to implement Enhanced Oil Recovery in heavy oil reservoirs have been studying, since as most of the global reserves are of this type of hydrocarbon. The Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) is a cutting age EOR method that have been applied in bitumen reservoirs gaining successful results, obtaining recoveryfactors up to 50%. The technique involves two horizontal wells, the first one located a few feet above the second one depending on the viscosity of the crude oil; by the upper well, the continuous vapor injection is made an for density differences this vapor tents to expand to the top of the formation heating the hydrocarbons which then, by gravity come down in the reservoir to be produce, with the condensed vapor, through the second horizontal well. The production mechanism evidenced in this technique is the gravity drainage because in its implementation, applied to bitumen, only the heated hydrocarbons will flow through the producer well by the effect of the gravity therefore a connectivity between thetwo wells must be necessary. However, in the majority of heavy oil reservoirs the crude have mobility i.e. the viscosity is not to high (<10.000 cP), at which the SAGD technique is not effective. This is because in this reservoirs no only the gravitational forces have influence, the viscous forces does to, whereby the injected vapor expands to the overburden, canalizing the vapor, generating energy losses and emulsions formation, causing that the vapor chamber, which is the physical principle of the SAGD, not to form. This paper presents a comparison of the behavior and develop of the vapor chamber in two different reservoirs with the same characteristics but different type of fluids, the first one is saturated with an extra heavy oil (254814 cP) and the other saturated with a heavy oil with mobility (4019.6 cP) in which the overriding of the vapor in the mobile oil by the effect of the gravitational forces is observed.A nivel mundial, se están buscando nuevas técnicas de recobro mejorado para implementarlas en yacimientos de crudo pesado, ya que la mayoría de las reservas a nivel mundial son de este tipo de hidrocarburo. Un método de recobro actualmente existente es el de drenaje gravitacional asistido convapor, SAGD, el cual ha sido implementado en yacimientos con bitumen, donde se han alcanzado resultados exitosos, obteniendo factores de recobro superiores al 50%. La técnica consiste en dos pozos horizontales uno ubicado a pocos pies sobre el otro dependiendo de la viscosidad del hidrocarburo, en el cual, por el pozo superior se hace la inyección continua de vapor donde por diferencias de densidades el vapor tiende a expandirse hasta el tope de la formación y los hidrocarburos calentados y el vapor de agua condensado drenan hacia el pozo inferior, que es el productor. El mecanismo de producción que se evidencia en esta técnica es la segregación gravitacional, ya que como es aplicada a yacimientos con bitúmenes sólo fluirán los hidrocarburos calentados hacia el pozo productor por efecto de la gravedad, por lo cual es necesario que exista una conectividad entre los dos pozos.  Sin embargo, en la mayoría de yacimientos de crudo pesado el hidrocarburo presenta movilidad, es decir, la viscosidad no es tan alta (< 10.000 cP), para los cuales la técnica SAGD no es exitosa, a causa de que en estos yacimientos no solo influyen las fuerzas gravitacionales sino que también las fuerzas viscosas, por lo cual, el vapor inyectado se expande hacia el overburden, canalizando el vapor, presentando pérdidas de energía y formación de emulsiones, lo cual hace que la cámara de vapor, la cual es el principio físico de la técnica SAGD no se genere.  En este artículo se presenta una comparación del comportamiento y desarrollo de la cámara de vapor en dos yacimientos con las mismas características, diferenciados por el tipo de fluidos, pues uno de ellos está saturado con crudo extra pesado (254,814 cP) y el otro saturado con crudo pesado móvil (4019.6 cP), bajo el cual se evidencia el overriding del vapor en el crudo móvil a causa de la movilidad del crudo y de las fuerzas viscosas

EVALUACIÓN DEL AJUSTE DE PRUEBAS DE TUBO DE COMBUSTIÓN UTILIZANDO SIMULACIÓN NUMÉRICA

RESUMENCombustión in situ es un método de recobro mejorado con un alto potencial para desarrollarse como técnica de recuperación en campos de crudo pesado a nivel mundial. A diferencia de otros procesos como la inyección de vapor, donde la energía es generada en superfcie, en un proceso de combustión in situ ésta es generada y entregada directamente en el yacimiento. Por otra parte, este método involucra mecanismos muy complejos, que difcultan su representación adecuada a través de modelos físicos. Una prueba de laboratorio muy útil para realizar una evaluación técnica de un proceso de combustión es la prueba de tubo, ésta entrega información sobre las características de quemado de un crudo en especial y permite establecer a partir de la composición de los fuidos producidos algunos parámetros necesarios para diseñar un proceso de combustión in situ. Sin embargo, los resultados obtenidos en las pruebas de tubo no son directamente aplicables a campo, debido a que como se mencionó antes, en combustión intervienen muchos fenómenos que difcultan el escalamiento a campo. Por tanto, fue necesario estudiar el efecto de diferentes parámetros operacionales y de yacimiento, que conllevaron a obtener resultados distintos.Palabras Clave: pruebas de tubo, parámetros de ajuste, modelo de simulación, escalas de simulación. ABSTRACTCombustion in situ is an enhanced oil recovery method with a high potential to develop as a recovery technique in heavy oil felds worldwide. Unlike other processes like steam injection where the energy is sent from the surface, the energy for in situ combustion process is generated and delivered directly into the reservoir. Moreover, this method involves very complex mechanisms that impede the adequate representation through physical models. A very useful laboratory test to perform a technical review of combustion process is tube tests, it provide information about the characteristics of burning of a particularly crude and allow setting from the composition of produced fuids, some necessary parameters to design an in situ combustion process. However, the results of the test tube are not directly applicable to feld, because as mentioned earlier, combustion involves many diffcult scaling phenomena in the feld. It was therefore necessary to study the effect of different operational and reservoir parameters, which led to different results.Keywords: Combustion tube tests, setting parameters, simulation models, simulation scales

Drenaje gravitacional asistido con vapor, SAGD , aplicado a yacimientos de crudos pesados.

A nivel mundial, se están buscando nuevas técnicas de recobro mejorado para implementarlas en yacimientos de crudo pesado, ya que la mayoría de las reservas a nivel mundial son de este tipo de hidrocarburo. Un método de recobro actualmente existente es el de drenaje gravitacional asistido convapor, SAGD, el cual ha sido implementado en yacimientos con bitumen, donde se han alcanzado resultados exitosos, obteniendo factores de recobro superiores al 50%. La técnica consiste en dos pozos horizontales uno ubicado a pocos pies sobre el otro dependiendo de la viscosidad del hidrocarburo, en el cual, por el pozo superior se hace la inyección continua de vapor donde por diferencias de densidades el vapor tiende a expandirse hasta el tope de la formación y los hidrocarburos calentados y el vapor de agua condensado drenan hacia el pozo inferior, que es el productor. El mecanismo de producción que se evidencia en esta técnica es la segregación gravitacional, ya que como es aplicada a yacimientos con bitúmenes sólo fluirán los hidrocarburos calentados hacia el pozo productor por efecto de la gravedad, por lo cual es necesario que exista una conectividad entre los dos pozos.  Sin embargo, en la mayoría de yacimientos de crudo pesado el hidrocarburo presenta movilidad, es decir, la viscosidad no es tan alta (< 10.000 cP), para los cuales la técnica SAGD no es exitosa, a causa de que en estos yacimientos no solo influyen las fuerzas gravitacionales sino que también las fuerzas viscosas, por lo cual, el vapor inyectado se expande hacia el overburden, canalizando el vapor, presentando pérdidas de energía y formación de emulsiones, lo cual hace que la cámara de vapor, la cual es el principio físico de la técnica SAGD no se genere.  En este artículo se presenta una comparación del comportamiento y desarrollo de la cámara de vapor en dos yacimientos con las mismas características, diferenciados por el tipo de fluidos, pues uno de ellos está saturado con crudo extra pesado (254,814 cP) y el otro saturado con crudo pesado móvil (4019.6 cP), bajo el cual se evidencia el overriding del vapor en el crudo móvil a causa de la movilidad del crudo y de las fuerzas viscosas.Worldwide, new techniques to implement Enhanced Oil Recovery in heavy oil reservoirs have been studying, since as most of the global reserves are of this type of hydrocarbon. The Steam Assisted Gravity Drainage (SAGD) is a cutting age EOR method that have been applied in bitumen reservoirs gaining successful results, obtaining recoveryfactors up to 50%. The technique involves two horizontal wells, the first one located a few feet above the second one depending on the viscosity of the crude oil; by the upper well, the continuous vapor injection is made an for density differences this vapor tents to expand to the top of the formation heating the hydrocarbons which then, by gravity come down in the reservoir to be produce, with the condensed vapor, through the second horizontal well. The production mechanism evidenced in this technique is the gravity drainage because in its implementation, applied to bitumen, only the heated hydrocarbons will flow through the producer well by the effect of the gravity therefore a connectivity between thetwo wells must be necessary. However, in the majority of heavy oil reservoirs the crude have mobility i.e. the viscosity is not to high (<10.000 cP), at which the SAGD technique is not effective. This is because in this reservoirs no only the gravitational forces have influence, the viscous forces does to, whereby the injected vapor expands to the overburden, canalizing the vapor, generating energy losses and emulsions formation, causing that the vapor chamber, which is the physical principle of the SAGD, not to form. This paper presents a comparison of the behavior and develop of the vapor chamber in two different reservoirs with the same characteristics but different type of fluids, the first one is saturated with an extra heavy oil (254814 cP) and the other saturated with a heavy oil with mobility (4019.6 cP) in which the overriding of the vapor in the mobile oil by the effect of the gravitational forces is observed

Evaluación del ajuste de pruebas de tubo de combustión utilizando simulación numérica

Combustion in situ is an enhanced oil recovery method with a high potential to develop as a recovery technique in heavy oil felds worldwide. Unlike other processes like steam injection where the energy is sent from the surface, the energy for in situ combustion process is generated and delivered directly into the reservoir. Moreover, this method involves very complex mechanisms that impede the adequate representation through physical models. A very useful laboratory test to perform a technical review of combustion process is tube tests, it provide information about the characteristics of burning of a particularly crude and allow setting from the composition of produced fuids, some necessary parameters to design an in situ combustion process. However, the results of the test tube are not directly applicable to feld, because as mentioned earlier, combustion involves many diffcult scaling phenomena in the feld. It was therefore necessary to study the effect of different operational and reservoir parameters, which led to different results.RESUMENCombustión in situ es un método de recobro mejorado con un alto potencial para desarrollarse como técnica de recuperación en campos de crudo pesado a nivel mundial. A diferencia de otros procesos como la inyección de vapor, donde la energía es generada en superfcie, en un proceso de combustión in situ ésta es generada y entregada directamente en el yacimiento. Por otra parte, este método involucra mecanismos muy complejos, que difcultan su representación adecuada a través de modelos físicos. Una prueba de laboratorio muy útil para realizar una evaluación técnica de un proceso de combustión es la prueba de tubo, ésta entrega información sobre las características de quemado de un crudo en especial y permite establecer a partir de la composición de los fuidos producidos algunos parámetros necesarios para diseñar un proceso de combustión in situ. Sin embargo, los resultados obtenidos en las pruebas de tubo no son directamente aplicables a campo, debido a que como se mencionó antes, en combustión intervienen muchos fenómenos que difcultan el escalamiento a campo. Por tanto, fue necesario estudiar el efecto de diferentes parámetros operacionales y de yacimiento, que conllevaron a obtener resultados distintos

Polymer flooding to improve volumetric sweep efficiency in waterflooding processes

Polymer flooding is a commercial Enhanced Oil Recovery (EOR) process that belongs to the chemical EOR methods. Its principal objective is to improve reservoir sweep efficiency in mature and recent waterfloods. This paper describes a methodology, developed at the Instituto Colombiano del Petróleo, for the theoretical evaluation, project design (screening, geological and engineering analysis, experimental evaluation, numerical simulation and financial analysis), pilot implementation and surveillance of the injection process. The first polymer flooding pilot implemented in Colombia by Ecopetrol is described here as an example of the methodology developed. Results of this project show an increase in oil production rates and, a decrease in water cuts increasing the oil recovery factor of patterns YR-504 and YR-510 of Yarigui- Cantagallo Field. Over two million barrels of polymer solution have been injected in the pilot during the first two continuous years of operation. This enables the assimilation of lessons learned and best practices for continual improvement in the operation of such processes. Based on the pilot success, the feasibility of expanding this EOR method in this and other Colombian fields is being evaluated.Ainjeção de polímero é um processo comercial de recuperação que pertence à família da recuperação química. Seu objetivo principal é melhorara eficiência de barrido volumétrico de processos de injeção de água tanto madurecidos quanto novos. O artigo descreve uma metodologia, desenvolvida no Instituto Colombiano do Petróleo (ICP), para a avaliação teórica, concepção do projeto [screening, análises geológico e de engenharia, avaliação experimental, simulação numérica e análise financeira), implementação em campo a escala piloto e monitoramento do processo de injeção. Como caso de aplicação da metodologia apresentamos o primeiro piloto de injeção de polímero implementado na Colômbia pela Ecopetrol. Os resultados deste projeto mostram um aumento na produção de petróleo, diminuição das porcentagens de produção de água e incremento do fator de recuperação no setor dos padrões YR-504 e YR-510 do Campo Yariguí- Cantagallo. No piloto já foram injetados mais de dois milhões de barris de solução polimérica em dois anos contínuos de operação. Isso possibilitou a assimilação das lições aprendidas e de boas práticas para a melhora continua na operação deste tipo de processos. Com base nos ótimos resultados do piloto, é possível avaliar a viabilidade de expandir o método de recuperação melhorado em esse e outros campos da Colômbia.La inyección de polímero es un proceso comercial de recobro mejorado perteneciente a la familia del recobro químico. Su objetivo principal es mejorar la eficiencia de barrido volumétrica de procesos de inyección de agua tanto maduros como nuevos. El artículo describe una metodología, desarrollada en el Instituto Colombiano del Petróleo (ICP), para la evaluación teórica, diseño (screening, análisis geológico y de ingeniería, estudio de laboratorio, simulación numérica de yacimientos y análisis financiero), implementación en campo a escala piloto y monitoreo del proceso de inyección. Como caso de aplicación de la metodología se presenta el primer piloto de inyección de polímero implementado en Colombia por Ecopetrol. Los resultados de este proyecto muestran aumento en la producción de petróleo, disminución de los porcentajes de producción de agua e incremento del factor de recobro en el sector de los patrones YR-504 y YR-51 0 del Campo Yariguí- Cantagallo. En el piloto se han inyectado más de dos millones de barriles de solución polimérica en dos años continuos de operación. Esto permitió la asimilación de las lecciones aprendidas y de buenas prácticas para la mejora continua en la operación de este tipo de procesos. Con base en los buenos resultados del piloto, se evalúa la factibilidad de expandir el método de recobro mejorado en éste y otros campos de Colombia

Urbanization, Migration, and Development

Latin American Studie

Libro Digital Proyectos Posgrados 2015-30

MaestríaDoctoradoDoctor en Ingeniería Eléctrica y ElectrónicaDoctor en Ingeniería CivilDoctor en Ingeniería de Sistemas y ComputaciónDoctor en Ingeniería IndustrialDoctor en Ingeniería MecánicaMagister en Gobierno de Tecnología InformáticaMagister en Ingeniería AdministrativaMagister en Ingeniería AmbientalMagister en Ingeniería CivilMagister en Ingeniería de Sistemas y ComputaciónMagister en Ingeniería EléctricaMagister en Ingeniería ElectrónicaMagister en Ingeniería IndustrialMagister en Ingeniería Mecánic