Scielo RSS <![CDATA[CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro]]> http://www.scielo.org.co/rss.php?pid=0122-538320240001&lang=en vol. 14 num. 1 lang. en <![CDATA[SciELO Logo]]> http://www.scielo.org.co/img/en/fbpelogp.gif http://www.scielo.org.co <![CDATA[EXPERIMENTAL STUDY ON IMMISCIBLE AND MISCIBLE DYNAMIC CHARACTERISTICS OF CO<sub>2</sub> AND CRUDE OIL IN VISUAL SLIM TUBE]]> http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832024000100001&lng=en&nrm=iso&tlng=en ABSTRACT CO2 flooding for oil recovery is a dynamic process that requires further investigation of oil-gas interface change characteristics, interfacial mass transfer processes, and oil-gas composition variation during both immiscible and miscible displacement. Understanding these factors is crucial for better comprehending their impact on CO2-enhanced oil recovery (EOR). This research used a jointly developed CO2 miscible visual flooding experimental apparatus to study the horizontal dynamic characteristics of CO2 and crude oil under different pressures and flow rates in visual slim tube. At 10 MPa, the stratification results of CO2 and crude oil indicate that the experiment is immiscible flooding. The contact angle (7.9°) between the two phases of CO2 and crude oil at the flow rate of 15 cm/min is larger than that (5.2°) at 1.5 cm/min, and the grey scale of CO2 increases at 100 cm/min. The quantity, individual content, and shape of the light and medium hydrocarbon components condensed on the inner wall of the tube vary with different flow rates. At 15 MPa, the appearance of the CO2 and crude oil transition interval proves that the experiment is miscible flooding. At different flow rates, the inclination angle and distribution of black stripes vary. The whole transition interval is divided into 6 intervals, and the transition interval lengthens with increasing fluid velocity. The experiments visually demonstrate the occurrence of the miscible phase, and identify experimental pressure and fluid flow rate as key factors influencing the miscibility of CO2 and crude oil.<hr/>RESUMEN La inundación de CO2 para la recuperación de petróleo es un proceso dinámico que requiere más investigación sobre las características de cambio de la interfaz petróleo-gas, los procesos de transferencia de masa interfacial y la variación de la composición petróleo-gas durante el desplazamiento tanto inmiscible como miscible. Comprender estos factores es crucial para comprender mejor su impacto en la recuperación de petróleo mejorada con CO2 (EOR). Esta investigación adopta un aparato experimental de inundación visual miscible con CO2 desarrollado conjuntamente para estudiar las características dinámicas horizontales del CO2 y el petróleo crudo bajo diferentes presiones y caudales en un tubo visual delgado. A 10 MPa, los resultados de la estratificación del CO2 y del petróleo crudo indican que el experimento es una inundación inmiscible. El ángulo de contacto (7,9°) entre las dos fases de CO2 y el petróleo crudo a un caudal de 15 cm/min es mayor que el (5,2°) a 1,5 cm/ min, y la escala de grises del CO2 aumenta a 100 cm/min. La cantidad, el contenido individual y la forma de los componentes de hidrocarburos ligeros y medios condensados en la pared interior del tubo varían con diferentes caudales. A 15 MPa, la aparición del intervalo de transición de CO2 y petróleo crudo demuestra que el experimento es una inundación miscible. A diferentes caudales, el ángulo de inclinación y la distribución de las franjas negras son diferentes. Todo el intervalo de transición se divide en 6 intervalos y el intervalo de transición se alarga al aumentar la velocidad del fluido. Los experimentos demuestran visualmente la aparición de la fase miscible e identifican la presión experimental y el caudal de fluido como factores clave que influyen en la miscibilidad del CO2 y el petróleo crudo. <![CDATA[ANALYSIS OF THE OPERATION OF AN INDUSTRIAL REFORMING FURNACE BASED ON PLANT DATA AND PROCESS SIMULATION]]> http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832024000100002&lng=en&nrm=iso&tlng=en ABSTRACT A fundamental process in the clean-fuels chain corresponds to the steam methane reforming (SMR), which generates the hydrogen needed for production of low-sulphur fuels. The identification of opportunities to increase hydrogen production involves the analysis of variables that affects heat supply in the SMR furnace (preheating and reaction section). This document presents the main results of an analysis of heat supply in an industrial SMR furnace based on both, data analysis and simulation with Aspen HYSYS. To such end, eight-year-process-operation data were collected and analysed with kmeans multivariate algorithm. The simulation was validated with pertinent design data and compared to process data. Next, the simulation was applied to explore the operating surface of the furnace to identify conditions with major hydrogen production. According to the results, the statistical analysis by kmeans divided the data into two operational modes that were representative for the furnace; one of them showed the major H2 production. Similarly, the simulation results suggested that the increase in H2 generation was stabilized with the highest values of both heat and natural gas, tending towards a steady state value.<hr/>RESUMEN Uno de los procesos fundamentales en la cadena de los combustibles limpios corresponde al reformado de metano con vapor (SMR), que genera H2 necesario en la producción de combustibles bajos en azufre. La identificación de oportunidades para incrementar H2 implica el análisis de variables que afectan el suministro de calor en el horno SMR (precalentamiento-reacción), Este documento presenta los resultados de un análisis del suministro de calor en un horno industrial SMR mediante análisis de datos y simulación con Aspen HYSYS. Para esto, los históricos de ocho años de operación fueron analizados con el algoritmo kmeans, La simulación fue validada con datos de diseño, comparada con los históricos y aplicada para explorar la superficie operativa del horno, Según los resultados, el análisis por kmeans dividió los datos en dos modos de operación, que fueron representativos para el horno; un modo mostró la mayor producción de H2. Asimismo, los resultados de la simulación sugirieron que el incremento en la generación de H2 fue estabilizada en valores elevados tanto en flujo de calor como flujo de gas natural, tendiendo hacia un valor de estado estacionario <![CDATA[ADOPTION OF ELECTRIC VEHICLES IN CORPORATE ENTERPRISES: ENHANCING SUSTAINABILITY, ECONOMIC EFFICIENCY, AND OPERATIONAL MANAGEMENT]]> http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832024000100003&lng=en&nrm=iso&tlng=en ABSTRACT The global automotive industry is currently undergoing a transformation driven by a number of factors, including environmental concerns, sustainability targets, and the advent of innovative technologies. The adoption of electric vehicles represents a pivotal aspect of this transformation, offering individual and corporate users in the car rental sector a significant alternative to traditional internal combustion engine vehicles. The economic and operational advantages of electric vehicles, coupled with the opportunity for car rental companies to fulfil their environmental responsibilities, are accelerating the transformation of the automotive industry. This study presents a case study on the utilization of electric vehicles for long-term car leasing companies for the purpose of providing corporate internal services. The aim is to provide a comprehensive evaluation of the issue from multiple perspectives. The objective of this paper is to provide a comprehensive overview of the concept of electric vehicle leasing, encompassing a range of considerations pertinent to decision-making. These include environmental sustainability, economic advantages, user experience, and operational efficiency.<hr/>RESUMEN La industria automovilística mundial está experimentando una transformación impulsada por las preocupaciones medioambientales, los objetivos de sostenibilidad y las tecnologías innovadoras. La adopción de vehículos eléctricos es un factor clave de esta transformación, ya que ofrece a los usuarios particulares y corporativos del sector del alquiler de coches una importante alternativa a los vehículos tradicionales con motor de combustión interna. Las ventajas económicas y operativas de los vehículos eléctricos, junto con la oportunidad para las empresas de alquiler de coches de cumplir con sus responsabilidades medioambientales, están acelerando esta transformación. Este artículo presenta un estudio de caso sobre el uso de vehículos eléctricos para empresas de alquiler de coches a largo plazo con fines de servicio interno corporativo. El objetivo es ofrecer una evaluación multidimensional de la cuestión. El artículo también pretende informar a los mecanismos de toma de decisiones sobre el concepto de arrendamiento de vehículos eléctricos en una perspectiva amplia, desde la sostenibilidad medioambiental hasta las ventajas económicas, desde la experiencia del usuario hasta la eficiencia operative. <![CDATA[CHICHIMENE FIELD T2 SAND: A SUCCESSFUL APPLICATION OF CYCLES IN A WATER INJECTION PROJECT ON HEAVY CRUDE OIL, ENABLED BY A NOVEL SMART SELECTIVE COMPLETION SYSTEM ADAPTED FOR WATER INJECTION.]]> http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832024000100004&lng=en&nrm=iso&tlng=en ABSTRACT This paper presents the application of injection in cycles, assisted by the first smart selective completion system with remote valve operation. The completion system was installed in the Chichimene Field unit T2 (Fm. San Fernando). The results were compared with conventional water injection, technology that utilizes a simple selective completion system, for recovery factor, water consumption, operation style, and others. The target unit has been subjected to selective water injection since 2016. This process consisted in injection of a controlled amount of water within 3-4 zones in equilibrium with the extractive system on producers wells to find a better crude oil movement and a commercial recovery factor. Nevertheless, the surveillance evidence suggests that some zones consume too much water due to its high permeability (heterogeneity), which affects high water cut on producers (due to the adverse mobility ratio), but also suggests that there is a better way to further improve the recovery factor. This enhancement was enabled with a smart selective completion system by promoting a scheduled temporal closure of zones while production continues, having achieved pressure-production restoration effects on the closed zones, resulting in an efficiency increase of the vertical and areal sweep. To determine if this could work, a smart completion system was installed in one well in August 2019. For more than one year, the operation and interpretation of the DAS measuring tool (Continuous sound recording) was understood, from which injected water per zone is known daily; thus the optimization of the injection rate per zone improved the production pattern behaviour. In February 2021, the injection cycles started on the well by zone, and to date, more than 25 monthly cycles have been completed, increasing the recovery factor, with a considerable reduction in water and energy consumption, maintaining a continuous measurement of zone injection. Thislevel of information has never been reached in the industry. The case study establishes a new frontier related to selective injection and also in cycles, an evolution step in water injection technology. This pilot combined in a single design selective injection, intelligent remote operating completions, continuous layer injection measuring by DAS, extra heavy oil WF, and management of high permeability variations. It is aligned with the latest regulations on decarbonization (water and energy saving). From a reservoir point of view, there has never been monitoring in injectors with this level of quality to enhance performance; in addition,, on the surface this technology has translated into a significant reduction in the use of wirelines for well operations, and has improved some well cleaning interventions with coiled tubing.<hr/>RESUMEN Este trabajo presenta la aplicación de inyección en ciclos, asistido por el primer completamiento selectivo inteligente con operación remota de válvulas. El completamiento fue instalado en el Campo Chichimene en la unidad T2 (Fm. San Fernando). Los resultados han sido comparados con la inyección de agua convencional que se realiza con completamiento selectivo sencillo, en los aspectos de factor de recobro, consumo de agua, estilo de operación, entre otros. La unidad objetivo ha estado sometida a inyección de agua selectiva desde 2016, cuyo proceso ha consistido en inyectar por 3-4 zonas una cantidad de agua controlada en equilibrio con el sistema extractivo en pozos productores para buscar un mejor desplazamiento de crudo y un factor de recobro comercial. Aun con esta estrategia, en el proceso se evidenciaron posibilidades de mejora, algunas zonas consumen mucha agua debido a la alta permeabilidad por la heterogeneidad de la roca, y está agua impacta en un alto corte de agua en los pozos productores, debido a la relación adversa de movilidades en el yacimiento. Con el completamiento selectivo inteligente se activa esta posibilidad, al permitir con un cronograma el cierre temporal de zonas mientras se continúa produciendo, logrando efectos de restauración de presión-producción en las zonas cerradas, permitiendo incrementar la eficiencia de barrido vertical y areal. Para determinar si esto puede funcionar, el completamiento inteligente fue instalado en un pozo en agosto de 2019. Durante un poco más de un año se comprendió su funcionamiento e interpretación con la medición DAS (Registro continuo de sonido), con la cual se obtiene el valor diario de agua inyectada por zona, la sola optimización del punto de arranque permitió mejorar el comportamiento de producción en el patrón. En febrero de 2021, se iniciaron los ciclos de inyección en ese pozo y a la fecha se han realizado más de 25 ciclos, incrementando el factor de recobro, con una considerable reducción en el consumo de agua y de energía, manteniendo una medición continua de inyección por capa, no alcanzada previamente en la industria. El caso de estudio establece una nueva frontera en la materia de inyección selectiva y en ciclos, permitiendo una evolución de la tecnología de inyección de agua. Este piloto combinó en un solo diseño: inyección selectiva, sartas de inyección operadas remotamente, medición continua de inyección continua por capas con DAS, recobro en crudos extrapesados con inyección de agua, manejo de severas variaciones de permeabilidad y se encuentra alineada con las nuevas regulaciones de descarbonización. Desde el punto de vista de reservorio, nunca se tuvo un monitoreo en inyectores con este nivel de calidad para mejorar el desempeño y en superficie, esta tecnología ha permitido reducir en forma importante el uso de cables para operaciones en pozo, así como mejorado las operaciones de limpieza con coiled tubing. <![CDATA[OPTIMIZATION OF ESP PERFORMANCE THROUGH CHEMICAL TREATMENT USING A SINGLE CAPILLARY IN THE APIAY FIELD]]> http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832024000100005&lng=en&nrm=iso&tlng=en ABSTRACT The future of production in the Apiay field lies in the T2 formation, although it poses significant challenges, such as high fluid encrustation and heavy crude oil production. These issues have led to strong emulsion problems and operational issues with many wells' electro-submersible pumping systems (ESPs). In response, companies have decided that all wells with ESP equipment in the T2 formation should undergo downhole treatment using capillary scale inhibitors and fluidity improvers. However, due to operational and design constraints, some wells only have one capillary, making it difficult to prioritize and decide on a single treatment. Ecopetrol and ChampionX have collaborated to develop a new flow improver that can be applied with the scale inhibitor in the same capillary without causing incompatibility or affecting product performance. This innovative solution was implemented in five wells, using 600 ppm for the flow improver, and 25 ppm for the scale inhibitor, resulting in a significant increase in crude oil production by up to 79%, USD 55.000 in cost savings in capillary system installation, 29% energy savings, and reduced emissions. This successful application is innovative and unique in Colombia, and it sets an example for other fields facing similar challenges in the country, offering a promising approach to leverage heavy crude oil production and transform the future of these fields.<hr/>RESUMEN El futuro de la producción del campo Apiay es la formación T2 la cual tiene grandes retos a enfrentar, el primero, la alta tendencia incrustante del fluido, y segundo, la producción de crudo pesado, esto ha generado en muchos pozos problemas de emulsiones fuertes, sobre esfuerzo en las etapas y motor de los sistemas de bombeo electro sumergible, lo cual ha ocasionado fallas y baja producción en estos pozos. Por lo anterior, se decidió que todos los pozos donde se bajarán equipos de bombeo electro sumergible y produjeran de la formación t2, debían tener tratamiento en fondo mediante capilar de inhibidor de incrustaciones y mejorador de fluidez, debido a que los dos productos químicos son de bases diferentes, requieren ser aplicados en capilares de forma individual. Sin embargo, existen varios pozos que por temas operacionales y de diseño que solo tienen un capilar disponible, lo cual genera una situación problema en la operación al tener que priorizar y decidir un solo tratamiento a aplicar, generando problemas en las condiciones operacionales de los pozos. Por consiguiente, Ecopetrol y ChampionX se reunieron para trabajar conjuntamente en el diseño de un nuevo mejorador de fluidez que pudiera aplicarse con el inhibidor de incrustaciones en el mismo capilar sin generar incompatibilidad ni afectar el desempeño de cada producto. Esta aplicación se realizó en 5 pozos, utilizando una dosis de 600 ppm para el mejorador de fluidez y 25 ppm para el inhibidor de incrustaciones, obteniendo resultados positivos, entre los que se encuentran: aumento de la producción de crudo hasta en un 79%, ahorro de USD $55.000 en costos asociado a la instalación de un capilar y optimización en el desempeño de los equipos de bombeo electro sumergible, permitiendo un 29% de ahorro energético y una reducción similar en emisiones. Esta aplicación es innovadora y única en Colombia, por lo que es ejemplo para seguir en otros campos que estén atravesando por los mismos problemas, y de esta forma apalancar la producción de crudos pesados y el futuro de estos campos. <![CDATA[MODELING PHASE EQUILIBRIA FOR A WATER-CO<sub>2</sub>-HYDROCARBON MIXTURE USING CPA EQUATION OF STATE IN CO<sub>2</sub> INJECTION EOR-STORAGE PROCESSES: A COLOMBIAN CASE STUDY]]> http://www.scielo.org.co/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0122-53832024000100006&lng=en&nrm=iso&tlng=en ABSTRACT Currently, it is necessary to reduce CO2 emissions into the atmosphere. The oil industry in Colombia can contribute through CO2 injection processes in depleted fields. To achieve this, it is essential to know about the physicochemical interaction of CO2with reservoir fluids. To integrate CO2, water and hydrocarbon phases, advanced models are necessary to capture the phenomenology of thermodynamic equilibrium. The CPA (Cubic-Plus-Association) equation of state adds an associative term to model the interaction of water with the hydrocarbon and CO2 phase. In this work, the CO2 injection process is thermodynamically modelled in a case study of a depleted reservoir in Colombia. There is a compositional fluid with a gradient of PVT properties in a vertical relief of 10,000 ft, at a depletion condition of 2,000 psi @ 15,374 ft and an oil-water contact (OWC) at 17,000 ft. CO2 injections between 10 and 80 mol% were conducted, and through the CPA equation of state, the swelling conditions of the crude oil, the solubility of CO2 in the formation water, and the pressurization of the system were evaluated. The associative parameters of the equation were taken from literature and estimated through molecular dynamics simulations of water-CO2-Hydrocarbon interaction. Scheme 4C_1, at CO2 injection conditions greater than 40%, predicts CO2 solubility values greater than 2000 scf/bbl compared to the other literature schemes and experimental data. Scheme 2B_2 presents inconsistencies in saturation pressure calculations at high CO2 injection contents since at 60% it reports a value of 2800 psia and at 80% a value of 2600 psia. This behavior is opposite to that reported in literature. Therefore, association schemes 4C_1 and 2B_2 presented thermodynamic problems for the calculation of properties such solubilities and saturation pressures. This thermodynamic modelling with an advanced equation of state and use of molecular dynamics simulations enabled us to simulate different CO2 injection scenarios in a compositional fluid. This type of studies is key to conduct successful CO2 injection processes focused on enhanced recovery (EOR) and CO2 storage in the porous medium in a depleted compositional reservoir in Colombia.<hr/>RESUMEN En la actualidad es necesario reducir las emisiones de CO2 en la atmósfera. La industria petrolera en Colombia puede contribuir mediante procesos de inyección de CO2 en yacimientos depletados. Para ello, es fundamental tener un conocimiento de las interacciones fisicoquímicas del CO2 con fluidos de yacimiento. Para integrar las 3 fases CO2, agua e hidrocarburo se requieren modelos avanzados que capturen Ta fenomenología del equilibrio termodinâmico. La ecuación de estado CPA (cubic-plus-association), es una ecuación que adiciona de un término asociativo para modelar la interacción del agua con fase hidrocarburo y CO2. En este trabajo se modela termodinámicamente el proceso de inyección de CO2 en un caso de estudio de un yacimiento depletado colombiano. Se cuenta con un fluido composicional con un gradiente de propiedades PVT en un relieve vertical de 10000 ft a una condición de depletamiento de 2000 psia @ 15374 ft y un contacto agua-petróleo (OWC) a 17000 ft. Se realizaron inyecciones de CO2 entre el 10 y 80% molar, y a través de ecuación de estado CPA, se evaluaron las condiciones de hinchamiento del crudo, solubilidad del CO2 en el agua de formación y presurización del sistema. Los parámetros asociativos de la ecuación fueron tomados de literatura y estimados a través de simulaciones de dinámica molecular de las interacciones agua-CO2-Hidrocarburo, mediante la descripción simplificada de un crudo vivo con contenido de asfaltenos de 1% y metano de 50% mol a 6500 psia y 255 °F. El esquema 4C_1, en condiciones de inyección de CO2 superiores al 40%, predice valores de solubilidad de CO2 superiores a 2000 scf/ bbl en comparación con los otros esquemas de literatura y los datos experimentales. El esquema 2B_2 presenta inconsistencias en los cálculos de presión de saturación a altos contenidos de inyección de CO2, ya que a 60% reporta un valor de 2800 psia y a 80% un valor de 2600 psia. Este comportamiento es opuesto al reportado en la literatura. Por lo tanto, los esquemas de asociación 4C_1 y 2B_2 presentaron problemas termodinámicos para el cálculo de propiedades como solubilidades y presiones de saturación. Este modelamiento termodinâmico con ecuación de estado avanzada y uso de simulaciones de dinámica molecular, permitió simular diferentes escenarios de inyección de CO2 en un fluido composicional. El desarrollo de este tipo de estudios es clave para llevar a cabo procesos de inyección de CO2 exitosos enfocados en recobro mejorado (EOR) y almacenamiento de CO2 en el medio poroso en un yacimiento composicional depletado colombiano.