CT&F - Ciencia, Tecnología y Futuro

THERMAL MATURITY HISTORY AND IMPLICATIONS FOR HYDROCARBON EXPLORATION IN THE CATATUMBO BASIN, COLOMBIA

A thermal model integrated with an oil and gas geochemical study has been constructed for the Catatumbo Basin, Colombia to provide petroleum system data for hydrocarbon exploration. The calibration of the thermal model with maturity data took into account a changing heat flow scheme which included a thermal increase towards the end of the Jurassic and another one in the Early Eocene, associated with rifting events. Locally, active/generating source rocks are within the synclines axes. The hydrocarbon expulsion time for Cretaceous source rocks (Capacho and La Luna formations) started in the Upper Paleocene-Eocene, while for the Los Cuervos Formation the generation and expulsion started at 10 my. The petroleum expelled during the Paleocene-Miocene, were likely accumulated in structures formed since the end of the Cretaceous, while the younger structures that resulted from the Andean orogen were charged by remigration from the older structures and additionally with the yougest lately generated hydrocarbons. The accumulations of hydrocarbons are mainly the result of generation and migration locally within the basin. The Catatumbo basin contains thermogenic wet gases with different degrees of thermal maturity which varies from around 1,0 to 2,5 equivalent Ro. The highest degree of thermal evolution according to maturity indicators and thermal modeling is in the southern area, which is prospective for wet gas. The central and northern area appears more prospective for oil with minor amounts of gas.

Un modelamiento integrado con un estudio geoquímico de gas y aceite ha sido realizado en la cuenca del Catatumbo, Colombia con el fin de proveer información para la exploración de hidrocarburos. El ajuste del modelo térmico con los datos de madurez fue posible a partir de un esquema de flujo de calor cambiante, que incluyó un incremento térmico hacia finales del Jurásico y otro en el Eoceno Temprano, asociados a eventos distensivos. Regionalmente, en los ejes de los sinclinales se identificaron pods de roca fuente activa en el presente. Los tiempos de expulsión de hidrocarburos para las rocas fuente Cretáceas (Formación Capacho y la Luna), inician en el Paleoceno-Eoceno Superior mientras que para la Formación Los Cuervos la generación y expulsión inicia hace 10 ma. Las acumulaciones de hidrocarburos se infiere que son el resultado principalmente de generación y migración dentro de la cuenca. La fracción de petróleo expulsado durante el Paleoceno-Mioceno posiblemente fue acumulada en estructuras que crecieron desde finales del Cretácico, mientras que las estructuras más jovenes resultantes de la orogenia andina se infiere que se han cargado con los productos de la remigración desde las estructuras más antiguas y adicionalmente con las últimas fracciones de hidrocarburos generadas. Los gases de la cuenca Catatumbo son del tipo termogénico húmedos con diferente grado de madurez termal que varía desde alrededor de 1,0 hasta 2,5 de Ro equivalente. De acuerdo con el grado de evolución termal, la geoquímica y el modelamiento térmico, se infiere que la región sur es prospectiva para gas húmedo y condensado, mientras que el sector central y norte es prospectivo para aceite y cantidades menores de gas asociado.

BASEMENT CONFIGURATION OF THE NORTHWESTERN SOUTH AMERICA - CARIBBEAN MARGIN FROM RECENT GEOPHYSICAL DATA

The oceanic nature of the crust in northern Colombia (underlying the Lower Magdalena Basins) has been postulated by different authors as a northern extension of the Cretaceous, mafic and ultramafic rocks accreted to the western margin of northwest Colombia (in the Western Cordillera and Baudo range). Localized, small outcrops of oceanic affinity rocks seem to support this hypothesis. However, geophysical data do not support this northern extension, but clearly mark the boundary between the collisional Panamá terrane with northern South America and the over thrusting of the latter on top of the obliquely convergent Caribbean plate. We produced maps to basement and Moho topography by integrated modeling of gravity, magnetics, seismic reflection surveys and well data from northwest Colombia and the southwestern Caribbean. In areas with good seismic coverage, the basement under the Lower Magdalena Basins (LMB) is represented by a clear reflector. In areas where seismic data shows poor imaging or is absent, we use a back stripping methodology to model first the sedimentary section, with known densities, composition and geometry controlled by oil wells and high quality seismic data, and then the deeper section. 2,5D gravity and magnetics modeling results in an initial Moho that can be extended to the entire region based on the control of available seismic refraction points. This controlled Moho provides the basis for basement modeling for the whole area and this sequence is iterated for several sections across the region. Our results indicate that the crust under northern Colombia is continental to thinned continental (transitional) in nature, with densities between 2,6 and 2,7 g/cm3. Our model also requires a dense wedge of sediments (density 2,5 g/cm3) at the base of the modern fold belt, which may represent a fossil sedimentary wedge attached to the continental margin. This wedge may have served as a backstop for the modern fold belt. The gravity modeling does not require oceanic crust to form the basement in the Sinú and San Jacinto fold belts as previously suggested. Discrete layers and thin slivers of oceanic sediments and basement could have been scrapped off the incoming plate and thrusted into an accretionary mélange, and eventually exposed at the surface, as seen in the Mulatos, Chalan and Cansona locations. The shape of the continental wedge / oceanic crust boundary resembles that of a very low angle/flat subduction zone (ß angle between 2º to 3º), and is interpreted here as a low angle over thrusting of northern South America riding in a highly oblique direction over the underlying Caribbean plate. The map to basement depth obtained during this study forms the basis for basin analysis, oil maturation and evolutionary studies of the region. As an example, we apply our map to a flexural analysis of the LMB.

La naturaleza oceánica de la corteza en el norte de Colombia (subyaciendo las cuencas del Valle Inferior del Magdalena) ha sido postulada por varios autores como una extensión al norte de las rocas Cretácicas, máficas y ultra máficas adosadas al margen Occidental del Nor Oeste de Colombia (en la Cordilleras Occidental y la Serranía del Baudó). Pequeños afloramientos, localizados, de rocas de afinidad oceánica aparentemente confirman esta hipótesis. Sin embargo, los datos geofísicos parecen no soportar esta extensión hacia el Norte, sino que claramente marcan el limite entre el terreno colisional de Panamá con el Norte de Sur América y los sobre cabalgamientos de esta ultima por encima de la placa oblicuamente convergente del Caribe. Hemos obtenido mapas del basamento y el Moho mediante el modelamiento integrado de gravimetría, magnetometria, sísmica de reflexión y datos de pozo del Norte de Colombia y el Sur Oeste del Caribe. En donde existe sísmica de reflexión la respuesta del basamento es muy clara. En áreas en donde los datos sísmicos son inexistentes o presentan pobre resolución, utilizamos una técnica de reconstrucción para modelar primero la sección sedimentaria, cuyas densidades, composición y geometría son conocidas, y se encuentra controlada por datos de pozos petroleros y sísmica de alta resolución. El modelamiento gravimetrico y magnetometrico en 2,5 D resulta en un Moho inicial que puede ser extendido a toda el área gracias al control de los puntos de sísmica de refracción disponibles. Este Moho controlado provee las bases para el modelamiento del basamento en toda el área de estudio, y esta secuencia es iterada para distintas secciones a través del área de estudio. Nuestros resultados indican que la corteza bajo el Norte de Colombia es de naturaleza continental a transicional (continental adelgazada). Nuestro modelo también requiere de una cuña densa de sedimentos (densidad de 2,5 g/cm3) a la base del cinturón deformado moderno, el cual podría representar una cuña sedimentaria fosilizada adosada al margen continental. Esta cuña puede haber servido de bloque rígido (backstop) para el cinturón deformado. El modelamiento gravimetrico no requiere que una corteza oceánica forme el basamento en los cinturones plegados de Sinú y San Jacinto como se ha sugerido previamente. Capas aisladas y tajadas delgadas de sedimentos oceánicos pudieron haber sido rasgadas de la placa entrante y cabalgadas dentro de una melange acrecionaria, y eventualmente expuesta en superficie. La forma de la cuña continental / limite de la corteza oceánica se asemeja a una zona de subducción de bajo ángulo o plana (ángulo ß entre 2º a 3º), y se interpreta aquí como un sobre corrimiento de bajo ángulo del norte de Sur América cabalgando en una dirección altamente oblicua sobre la placa Caribe subyacente. El mapa de basamento en profundidad obtenido durante nuestro estudio forma las bases para estudios de análisis de cuencas, maduración de hidrocarburos y estudios de evolución en la región. A manera de ejemplo, hemos aplicado dicho mapa al análisis flexural del LMB.

PALEOCENE-MIDDLE MIOCENE FLEXURAL-MARGIN MIGRATION OF THE NONMARINE LLANOS FORELAND BASIN OF COLOMBIA

A foreland basin is a dynamic system whose depositional systems migrate in response to changes in tectonic uplift patterns, sedimentary filling processes and isostatic rebound of the lithosphere. The Paleocene-middle Miocene foreland system of the Llanos foothills and Llanos basin of Colombia includes regional unconformities, abrupt changes in lithology/stacking patterns and flooding surfaces bounding reservoir and seal units. Here we integrate a systematic biostratigraphic study, stratal architecture and tectonic subsidence analyses, regional seismic profiles, and provenance data to define the diachronism of such surfaces and to document the direction of migration of foreland depozones. In a flexurally-deformed basin, sandstone composition, rates of accommodation and sediment supply vary across and along the basin. We show how a coeval depositional profile in the Llanos foothills-Llanos foreland basin consists of litharenites interbedded with mudstones (seal rock, supplied from the orogenic front to the west) that correlate cratonward with organic-rich mudstones and coal (source rock), and to amalgamated fluvial-estuarine quartzarenites (reservoir rock, supplied from the craton to the east) adjacent to a subaerial forebulge (unconformity). This system migrated northward and eastward during the Paleocene, westward during the early-middle Eocene, and eastward during the Oligocene. In the lower-middle Miocene succession of the Llanos basin, identification of flooding events indicates a westward encroaching of a shallow-water lacustrine system that covered an eastward-directed fluvial-deltaic system. A similar process has been documented in other basins in Venezuela and Bolivia, indicating the regional extent of such flooding event may be related to the onset of Andean-scale mountain-building processes.

Una cuenca de antepaís es un sistema dinámico cuyos sistemas deposicionales migran en respuesta a cambios en los patrones de deformación, relleno de cuenca y rebote isostático de la litosfera. La cuenca de antepaís de los Llanos Orientales de Colombia incluye registro del Paleoceno-Mioceno medio con discordancias regionales, cambios abruptos de patrones de apilamiento/litologías, y superficies de inundación, limitando unidades reservorios y sellos. En este estudio integramos análisis de bioestratigrafía, arquitectura estratigráfica, subsidencia tectónica, perfiles sísmicos regionales y procedencia para definir el diacronismo de dichas superficies y para documentar la dirección de migración de los sistemas deposicionales en una cuenca antepaís. En una cuenca flexural, la composición de las areniscas, los patrones de acomodación y aporte de sedimentos varían dentro de la cuenca. Este artículo presenta un perfil deposicional entre el Piedemonte hasta la cuenca de los Llanos el cual incluye litoareniscas interestratificadas con lodolitas (roca sello derivada del frente de deformación) que correlacionan hacia el Este con lodolitas carbonosas y carbón (roca fuente). Siguiendo hacia el Este continúan cuarzo areniscas fluvio-estuarino (roca reservorio derivada de áreas cratónicas) adyacentes a la zona de levantamiento flexural, con exposición subaérea (discordancia). Este sistema migró hacia el Norte y Este durante el Paleoceno, hacia el Oeste durante el Eoceno temprano-medio, y hacia el Este durante el Oligoceno. En la sucesión del Mioceno inferior-medio de los Llanos, la identificación de eventos de inundación indica un avance hacia el Oeste de sistemas lacustre someros, cubriendo el sistema fluvio-deltaico que avanzaba hacia el Este desde el Piedemonte. Un proceso similar ha sido documentado en otras cuencas en Venezuela y Bolivia, indicando la extensión regional de este evento de inundación, el cual puede estar relacionado con el inicio del levantamiento de los Andes.

PRESSURE AND PRESSURE DERIVATIVE ANALYSIS FOR VERTICAL GAS AND OIL WELLS IN STRESS SENSITIVE HOMOGENEOUS AND NATURALLY FRACTURED FORMATIONS WITHOUT TYPE-CURVE MATCHING

Currently, rock mechanics plays an important role in the oil industry. Effects of reservoir subsidence, compaction and dilation are being taken into account in modern reservoir management of complex systems. On the other hand, pressure well tests run in stress sensitive formations ought to be interpreted with non conventional techniques. During the last three decades, several studies relating transient pressure analysis for characterization of stress sensitive reservoirs have been introduced in the literature. Some of them deal with type curves and/or automated history matching. However, due to the nature of the problem, it does not exist a definitive study focused on the adequate characterization of reservoirs which permeability changes as fluid withdrawal advances. In this paper, the permeability modulus concept introduced by Pedrosa (1986) is taken as the starting basis. A great number of type curves were generated to study the behavior of the above mentioned formations under stress influence. It was found that permeability modulus, therefore permeability changes, can be correlated with the slope of the pressure derivative trend during the radial flow regime when the reservoir suffers compaction. It is also worth to mention that the time at which the minimum characteristic point of a naturally fractured formation (or the inflection point of a semilog plot) found on the pressure derivative plot is practically the same for formations without stress influence. This contributes to the extension of the TDS technique, Tiab (1993), so a new methodology to characterize this kind of reservoirs is proposed here. This was verified by the solution of synthetic problems.

Actualmente la mecánica de rocas juega un papel importante en la industria del petróleo. Los efectos de subsidencia, compactación y dilatación del yacimiento se están tomando en cuenta para la administración adecuada de yacimientos complejos. Por otro lado, las pruebas de presión corridas en formaciones sensibles a esfuerzos deben interpretarse con técnicas no convencionales. Durante las últimas tres décadas, numerosos estudios relacionados con el análisis del transiente de presión para la caracterización de los yacimientos sensibles a esfuerzos han sido introducidos en la literatura. Algunos de ellos tratados con curvas tipo y/o por ajuste histórico. Sin embargo, debido a la naturaleza del problema, no existe un estudio definitivo enfocado a la caracterización adecuada de yacimientos de permeabilidad variable. En este artículo, el concepto de módulo de permeabilidad introducido por Pedrosa (1986) se toma como base de arranque. Se generó un gran número de curvas para estudiar el comportamiento de las formaciones que están bajo la influencia de esfuerzos. Se encontró que el módulo de permeabilidad, por consiguiente el cambio de la permeabilidad, se puede correlacionar con la pendiente que exhibe la curva de la derivada de presión durante el régimen de flujo radial cuando el yacimiento sufre compactación. También vale la pena mencionar que el tiempo al cual se presenta el punto característico de las formaciones naturalmente fracturadas (punto de inflexión de la gráfica semilogarítmica) encontrado en las gráficas de la derivada de presión es prácticamente el mismo para formaciones sin influencia de esfuerzos. Esto contribuye a la extensión de la técnica TDS, Tiab (1993), así que aquí se propone una nueva metodología para caracterizar este tipo de yacimientos. Esto se verificó mediante la solución de problemas sintéticos.

GEOMECHANICAL WELLBORE STABILITY MODELING OF EXPLORATORY WELLS - STUDY CASE AT MIDDLE MAGDALENA BASIN

This paper presents the geomechanical wellbore stability model of an exploratory well sited at Middle Magdalena Basin (MMB), which is based on the validity of linear elastic deformational theory for porous media; the use of correlations and field tools such as well and image logs to indirect determination of mechanical properties and stress state. Additionally, it is shown the model calibration and validation using drilling events which occurred at other previously drilled wells in the study area, at the exploratory well itself and experimentally evaluated mechanical properties on outcrop and core samples from the basin formations. This application allowed the Instituto Colombiano del Petróleo (ICP) at Ecopetrol S.A. to formally perform the geomechanical modeling of Colombian formations and to accomplish a complete and appropriate methodology to do so; such methodology has been standardized as part of the drilling support process at Ecopetrol S.A., supplying the possibility for taking decisions that contribute to reduce drilling costs and risks during operations.

En este artículo se presenta el modelamiento geomecánico durante la perforación de un pozo exploratorio, ubicado en la cuenca del Valle Medio del Río Magdalena; el cual supone la validez de la teoría elástica lineal para determinar el comportamiento deformacional de las rocas, soportado en el uso de correlaciones para la obtención indirecta de las propiedades geomecánicas de las formaciones y el estado de esfuerzos in situ, a partir de herramientas de pozo como los registros eléctricos y de imágenes. Adicionalmente, se presenta la calibración de dicho modelo con los eventos de perforación observados en pozos perforados previamente en el área de estudio y con pruebas de laboratorio realizadas en muestras de afloramiento de la cuenca. La validación del modelo extrapolado se basó en la experiencia de perforación y en pruebas de laboratorio adicionales realizadas en el corazón extraído del prospecto perforado. Con este ejercicio, el Instituto Colombiano del Petróleo de Ecopetrol S.A. incursionó de manera formal en el área del modelamiento geomecánico de las formaciones colombianas, lo que permitió el desarrollo de una metodología robusta y apropiada para la región de estudio y la estandarización de este proceso como apoyo a la perforación en Ecopetrol S.A., brindando la posibilidad de establecer acciones que permiten reducir el costo de perforación y los riesgos inherentes a las diferentes operaciones desarrolladas.

A MODIFIED APPROACH TO PREDICT PORE PRESSURE USING THE D EXPONENT METHOD:: AN EXAMPLE FROM THE CARBONERA FORMATION, COLOMBIA

The methodology for pore pressure prediction known as D exponent is a function of an exponent of adjustment that was originally defined for the Gulf of Mexico (Jorden & Shirley, 1966; Eaton, 1972). A limiting factor of this methodology is the definition of the Normal Compaction Trend (NCT), which needs to be interpreted from the data (Mouchet & Mitchell, 1989). In this study, the D exponent methodology was modified to make it applicable to the Oligocene Carbonera Formation in an oil field of the Llanos foothills, Colombia. The approach consisted of calculating the ratio between effective stress and the D exponent at each well, in order to find a robust NCT for the entire field, thus reducing subjectivity in the traditional D exponent methodology. Pore pressure determinations from Measured Direct Tests (MDT) at one well confirm the predictive capability of our approach.

La metodología para predicción de la presión de poro conocida como “el método del exponente D” se encuentra en función de un exponente de ajuste que originalmente se definió para el Golfo de México (Jorden & Shirley, 1966; Eaton, 1972). Uno de los factores limitantes de esta metodología es la definición del Tren Normal de Compactación (TNC), el cual necesita ser definido en los datos (Mouchet & Mitchell, 1989). En este estudio, el método del exponente D fue modificado y aplicado a la Formación Carbonera (Oligoceno - Eoceno Sup) en el Piedemonte Llanero, Colombia. La metodología consistió en calcular la relación entre el esfuerzo efectivo y el exponente D para cada pozo, con el fin de encontrar un TNC para todo el campo, reduciendo así, la subjetividad en la metodología tradicional del exponente D. Las determinaciones de presión de poro de pruebas directas (MDT) en un pozo confirman la capacidad de predicción de nuestra metodología.

EFFECT OF THE PSEUDOTIME FUNCTION ON GAS RESERVOIR DRAINAGE AREA DETERMINATION

The gas flow equation is normally linearized to allow the liquid solution of the diffusivity equation to satisfy gas behavior when analyzing transient test data of gas reservoirs. When wellbore storage conditions are insignificant, drawdown tests are best analyzed using the pseudopressure function. On the other hand, buildup pressure tests require linearization of both pseudotime and pseudopressure. It is not the case for the TDS technique which is indifferently applied to either drawdown or buildup tests. However, whichever the case, pseudotime has certain effect at very long testing times in formations of moderate to high permeability. In this paper, we implemented the Tiab’s Direct Synthesis (TDS) technique, to include pseudotime effects, and observe its influence on the interpretation results of gas well test data at early and late time periods. New analytical equations to estimate reservoir permeability, wellbore storage coefficient, pseudoskin factor and reservoir drainage area are presented. Then, a comparison of results against rigorous time was carried out for simulated and field cases. We found acceptable results for permeability, pseudoskin factor and wellbore storage coefficient. However, for the case of reservoir drainage area, the deviation error was of 4,1% for a simulated case and 17,9% for a field case. However, the smaller of these deviations may be small if related to pressure transient analysis results. However, this deviation in a gas reservoir with reserves of one tera standard cubic feet is equivalent to a huge difference of 38 gigas of standard cubic feet of gas which may have an economic impact to any oil company.

Normalmente, la ecuación de flujo de gas se linealiza para permitir que la solución de difusividad de los líquidos satisfaga el comportamiento del gas cuando se analizan pruebas de presión en yacimientos gasíferos. Las pruebas de declinación de presión se analizan mejor usando la función pseudopresión, cuando los efectos de almacenamiento de pozo son insignificantes. Por otra parte, las pruebas de restauración de presión requieren la linealización tanto de la pseudopresión como del pseudotiempo. Sin embargo, cualquiera que sea el caso, la función de pseudotiempo presenta ciertos efectos a tiempos de prueba muy largos en formaciones de permeabilidad moderada a alta. En este artículo, implementamos la técnica de Síntesis Directa de Tiab, (TDS), para incorporar los efectos del pseudotiempo, y observar su influencia en los resultados de interpretación de pruebas de presión en yacimientos de gas a tiempos tempranos y tardíos. Se desarrollaron nuevas ecuaciones analíticas para la estimación de la permeabilidad del yacimiento, el coeficiente de almacenamiento del pozo, el factor de pseudodaño y el área de drenaje del pozo. Luego, para casos de campo y simulados, se efectuó una comparación de los resultados contra aquellos donde se usa el tiempo riguroso o normal. Encontramos valores aceptables de permeabilidad, pseudo factor de daño y coeficiente de almacenamiento. Sin embargo, para el área de drene del pozo, la desviación fue de 4,1 y de 17,9% para un caso de campo. La menor de estas desviaciones es un número que resulta pequeño si lo relacionamos con los resultados producidos en la interpretación de pruebas de presión. Sin embargo, esta desviación en un yacimiento con reservas de un tera de pies cúbicos a condiciones normales equivale a una enorme diferencia de 38 gigas de pies cúbicos a condiciones normales lo cual puede impactar económicamente a cualquier empresa.

CORRELATION DEVELOPMENT BETWEEN INDENTATION PARAMETERS AND UNAXIAL COMPRESSIVE STRENGTH FOR COLOMBIAN SANDSTONES

Anew way to characterize the perforated formation strength has been implemented using the Indentation test. This test can be performed on irregular cuttings mounted in acrylic resins forming a disc. The test consists of applying load on each sample by means of a flat end indenter. A graph of the load applied VS penetration of the indenter is developed, and the modules of the test, denominated Indentation Modulus (IM) and Critical Transition Force (CTF) are obtained (Ringstad et al., 1998). Based on the success of previous studies we developed correlations between indentation and mechanical properties for some Colombian sandstones. These correlations were obtained using a set of 248 indentation tests and separate compression tests on parallel sandstone samples from the same depth. This analysis includes Barco Formation, Mirador Formation, and Tambor Formation. For the correlations, IM-UCS and CTF-UCS, the correlation coefficient are 0,81 and 0,70 respectively. The use of the correlation and the Indentation test is helpful for in-situ calibration of the geomechanical models since the indentation test can be performed in real time thus reducing costs and time associated with delayed conventional characterization.

Una nueva manera de caracterizar la resistencia de las formaciones perforadas ha sido implementada por medio de una prueba denominada Indentación. Esta prueba es desarrollada sobre cortes irregulares de roca encapsulados en resina acrílica formando un disco. La prueba consiste en la aplicación de carga sobre cada partícula de roca por medio de un indentador de punta plana. En la prueba, una gráfica de la carga en función del desplazamiento del indentador en la muestra es registrada, en dicha gráfica se calculan los parámetros de indentación denominados Modulo de Indentación (IM) y Fuerza Crítica de Transición (CTF) (Ringstad et al., 1998). Con base en estudios previos se desarrollaron correlaciones propias entre los parámetros de Indentación y el UCS (Resistencia Compresiva Uniaxial) para algunas formaciones de areniscas Colombianas. Dichas correlaciones se obtuvieron llevando a cabo 248 pruebas de Indentación y paralelamente 21 pruebas de Compresión Uniaxial sobre muestras provenientes de cilindros de roca de geometría convencional. Este estudio incluyó muestras de las formaciones: Mirador, Barco y Tambor. Para las correlaciones hspace="0" vspace="0">IM-UCS y CTF-UCS se determinaron coeficientes de correlación de 0,81 y 0,70 respectivamente. El uso de las correlaciones y las pruebas de Indentación es muy útil para la calibración de modelos geomecánicos en tiempo real ya que las pruebas pueden hacerse directamente en campo, reduciendo los costos y tiempo asociados con la caracterización convencional.

A COMPLEMENTARY CONVENTIONAL ANALYSIS FOR CHANNELIZED RESERVOIRS

Many well pressure data coming from long and narrow reservoirs which result from either fluvial deposition of faulting cannot be completely interpreted by conventional analysis since some flow regimes are not conventionally recognized yet in the oil literature. This narrow geometry allows for the simultaneous development of two linear flow regimes coming from each one of the lateral sides of the system towards the well. This has been called dual linear flow regime. If the well is off-centered with regards to the two lateral boundaries, then, one of the linear flow regimes vanishes and, then, two possibilities can be presented. Firstly, if the closer lateral boundary is close to flow the unique linear flow persists along the longer lateral boundary. It has been called single linear flow. Following this, either steady or pseudosteady states will develop. Secondly, if a constant-pressure closer lateral boundary is dealt with, then parabolic flow develops along the longer lateral boundary. Steady state has to be developed once the disturbance reaches the farther boundary. This study presents new equations for conventional analysis for the dual linear, linear and parabolic flow regimes recently introduced to the oil literature. The equations were validated by applying them to field and simulated examples.

Muchos datos de presión procedentes de yacimientos alargados y angostos, resultado de depósitos fluviales o callamiento, no pueden interpretarse por métodos convencionales puesto que existen algunos regímenes de flujo desconocidos en la literatura referente al método convencional. Esta geometría estrecha del yacimiento permite el desarrollo simultáneo de dos regimenes de flujo lineales, actuando a ambos lados alargados del yacimiento y dirigiéndose al pozo. Éste ha sido llamado flujo dual lineal. Cuando el pozo está descentrado con respecto a una de las dos fronteras laterales, uno de los flujos lineales desaparece y pueden presentarse dos posibilidades: primero, si la frontera más cercana es cerrada, un único flujo lineal persiste a lo largo de la prueba. Éste ha sido llamado flujo lineal único. Después de éste, se desarrollará el estado pseudoestable o estable. Segundo, si la frontera cercana es de presión constante, entonces se desarrolla el flujo parabólico hacia el lado más largo del yacimiento. El estado estable deberá desarrollarse, una vez la perturbación haya alcanzado la frontera más lejana . Este estudio presenta ecuaciones nuevas para análisis convencional para los regímenes de flujo dual lineal, lineal único y parabólico recientemente introducidos a la literatura petrolera. Las ecuaciones fueron validadas mediante su aplicación a ejemplos simulados y de campo.

DESIGN AND APPLICATION OF FLOTATION SYSTEMS FOR THE TREATMENT OF REINJECTED WATER IN A COLOMBIAN PETROLEUM FIELD

This document presents the application of a new flotation process, developed by Ecopetrol S.A. , for the treatment of produced or residual production waters for injection. Recently, treatment costs of these waters have increased due to stricter quality specifications, especially in the content of suspended solids and emulsified oils, which should be eliminated to minimum levels (less than 5 ppm). In the same way, in the increase of the volumes to be treated, which have elevated -in some cases- more than 100 times. Considering the industrial results obtained, we observed that the application in this flotation process in production fields is a valuable treatment alternative, with advantages over the conventional processes, in terms of efficiency, energy, financial and of process.

En este articulo de presenta la aplicación de un nuevo proceso de flotación, desarrollado por Ecopetrol S.A., para el tratamiento de agua de producción o residual para inyección en campos de producción de petróleo. Últimamente el costo de tratamiento de estas aguas se ha incrementado debido a condiciones de calidad mas estrictas, especialmente en el contenido de sólidos en suspención y/o hidrocarburos en emulsión, los cuales deben ser tratados hasta niveles muy bajos (menores a 5 ppm). Además también se han incrementado considerablemente el volumen de agua a tratar, en algunos casos, hasta en 100 veces. Considerando los resultados obtenidos de la aplicación industrial de este proceso de flotación, se observó que es una alternativa muy valiosa, con ventajas sobre los procesos convencionales, especialmente en términos de eficiencia, consumo de energía, costos y de proceso.

EVALUATION OF GENERICINHIBITORS BEHAVIOR FORMULTIPHASE SYSTEMS (STEEL-BRINE-CO2/H2S) BYUSING ELECTROCHEMICAL TECHNIQUES

One of the main ways to inhibit the corrosion is the adsorption of organic compounds on the surface of a metal. This study reports the behavior of six different organic inhibitors in a system carbon steel AISI-SAE1020/brine 3%w of NaCl/ gas mixture of 6% volume of CO2/10 ppm of H2S/ hydrocarbon. Two primary amines with sixteen and eighteen atoms of carbon were used, a secondary amine with twenty atoms and three carboxylic acids of sixteen, eighteen and twenty carbon atoms. Linear polarization resistance measurements were used, along with Tafel extrapolation and electrochemical impedances to assess the influence of temperature, velocity of fluid, inhibitor concentration and concentration of oleic phase on the inhibition efficiency in the Electrode of Rotational Cylinder, ECR. Activation and adsorption energies were calculated for the processes of corrosion in the system; according to the values derived, it was possible to define the system brine/CO2/H2S/ inhibitor, as a process with mixed control, where the phenomenon of mass transfer and that of charge transfer are in competition and the values obtained for the energy of adsorption of Gibbs, allowed checking that these compounds showed a chemical adsorption on the metallic surface. Under critical testing conditions (4 m/s, 59ºC or 332,15K) the amines present a better efficiency than carboxylic acids, thus complying with the electro-negativity theory applied to inhibitors. It was then possible to establish by the results obtained for the with hydrocarbon cuts tests, that this parameter adversely affects the percentage efficiency of the inhibitor.

Uno de los principales caminos para la inhibición de la corrosión lo constituye la adsorción de compuestos orgánicos sobre la superficie de un metal. En este estudio se reporta el comportamiento de seis diferentes inhibidores orgánicos en un sistema acero al carbono AISI-SAE 1020/Salmuera al 3%w de NaCl/ mezcla gaseosa de 6% volumen de CO2/10 ppm de H2S/Hidrocarburo. Se utilizaron dos aminas primarias de dieciséis y dieciocho átomos de carbono, una amina secundaria con veinte átomos y tres ácidos carboxílicos de dieciséis, dieciocho y veinte átomos de carbono. Se emplearon medidas de resistencia a la polarización lineal, extrapolación Tafel e impedancias electroquímicas para evaluar la influencia de la temperatura, velocidad del fluido, concentración de inhibidor y concentración de la fase oleica en la eficiencia de inhibición en el Electrodo de Cilindro Rotatorio (ECR). Se calcularon las energías de activación y adsorción para los procesos de corrosión en el sistema. Por los valores obtenidos, se logró ubicar el sistema Salmuera /CO2/H2S/ inhibidor, como un proceso con control mixto, donde compiten el fenómeno de transferencia de masa con el de transferencia de carga, y los valores obtenidos para las energías de adsorción de Gibbs, permitieron comprobar que estos compuestos presentan una quimiadsorción sobre la superficie metálica. En condiciones de ensayo críticas (4 m/s, 59ºC ó 332,15K) las aminas presentan una mejor eficiencia que los ácidos carboxílicos, cumpliendo la teoría de electronegatividad aplicada a los inhibidores. Se pudo establecer con los resultados obtenidos para las pruebas con corte de hidrocarburo, que este parámetro afecta negativamente el porcentaje de eficiencia del inhibidor.

DETAILED CHEMICAL CHARACTERIZATION OF PETROLEUM MIDDLE FRACTIONS BY CHEMOMETRICS ANALYSIS OF THEIR ULTRAVIOLET SPECTRUM

Chemometric analysis has been applied in this work to correlate ultraviolet spectra of middle distillates and vacuum gas oils with hydrocarbon type analytical data obtained by high resolution mass spectrometry. The use of this methodology reduces the costs of chemical characterization of these types of petroleum fractions and may be applied to the characterization of diesel fuels and gas oils that are processed in fluid catalytic cracking or hydrotreating units.

Se presentan resultados de la predicción de la composición detallada de fracciones medias y destilados de vacío del petróleo por tipo de hidrocarburo a partir del espectro ultravioleta visible de estas fracciones. Se aplican métodos quimiométricos para correlacionar los datos espectrales con la composición química por tipo de hidrocarburo determinada por espectrometría de masas de alta resolución. El uso de esta metodología permite reducir considerablemente el costo de caracterización detallada de fracciones medias y gasóleos de vacío; y puede ser aplicado como método de caracterización de diesel y gasóleos de vacío que se utilizan como carga a procesos de craqueo catalítico o de hidrotratamiento catalítico.

Evaluatión of the condensation potential of hydrocarbon fluids in the national gas pipeline system: establishing of adequate operational schemes

Para la industria del transporte de gas natural por sistemas de tuberías, es de vital importancia garantizar la integridad del sistema con el fin de reducir costos operacionales y evitar accidentes que puedan atentar contra la seguridad física de las personas, el medio ambiente o la misma infraestructura. En este artículo se presentan los principales componentes de un estudio realizado sobre la red troncal y los ramales de distribución a algunos municipios, del Sistema Nacional de Transporte de Gas Natural controlado por la Empresa Colombiana de Gas, (específicamente sobre los Gasoductos Cusiana - Porvenir - La Belleza, La Belleza - Cogua, La Belleza - Vasconia, Vasconia - Neiva y Vasconia - Cali , ver Figura 1). El objetivo principal es evaluar la posible condensación de fluidos hidrocarburos a partir del las características composicionales del gas, las diversas condiciones topográficas a lo largo del trazado de los gasoductos y las condiciones operacionales actuales y futuras a implementarse en el sistema. La evaluación realizada sobre estas corrientes gaseosas, genera información de vital importancia para el establecimiento de límites operacionales seguros que minimicen la existencia de problemas de taponamiento y daños al sistema de tuberías y equipos de proceso, por presencia de hidrocarburos en estado líquido al interior de las líneas de flujo. Este trabajo ha sido estructurado en cuatro secciones con el fin de facilitar el acceso a cada una de las etapas involucradas en el estudio. En la sección uno, se presenta el análisis composicional y termodinámico sobre las corrientes de carga; en la sección dos, se presenta la información necesaria para el modelamiento y la definición del modelo de simulación numérica en estado estable de los gasoductos; en la sección tres, el análisis de sensibilidades a la variación de la composición del gas de carga, a la variación de las condiciones operacionales (caudal, presión, temperatura de entrada) y de las temperaturas de los alrededores para los diferentes puntos de entrega (ramales) con chequeo del cumplimiento del Reglamento Único de Transporte (RUT), establecido por la Comisión de Regulación de Energía y Gas de Colombia (CREG) (GREG, 1999); en la sección cuatro, se presenta el planteamiento de las recomendaciones de mayor relevancia para garantizar esquemas de trabajos adecuados y evitar la presencia de condensación de fluidos hidrocarburos en el sistema evaluado.

For transporting industry of natural gas by pipeline systems, it’s vital to guarantee the integrity of their lines, in order to decrease operational costs and prevent accidents that may damaging against people’s safety, the environment or the infrastructure itself. In this paper it’s presented the principal compounds from a technical study about principal net and its distribution branches to municipalities of the National System Transport of Natural Gas operated by the Colombian Natural Gas Company - Ecogas, (specifically the Cusiana - Porvenir - La Belleza, La Belleza - Cogua, La Belleza - Vasconia, Vasconia - Neiva and Vasconia - Cali gas lines, see Figure 1). The principal objective is evaluate the possible condensation of hydrocarbons fluids inside gas lines, due to compositional characteristics of the gas, the different topographical conditions along the gas line route and the actual and future operational conditions to be implemented in the system. The evaluation performed over this gas streams, generates transcendental information in the creation of safe operational limits that minimizing the existence of obstacle problems and damages over pipeline systems and process equipment, due to the presence of liquid hydrocarbons inside these flow lines. This article has been prepared in four sections in order to guarantee easy access to each one of the steeps involved in the study. Section one presents the compositional and thermodynamic analysis of feeding gas streams; in section two, its presented the required information for modeling gas lines with definition of the gas pipeline numerical simulation model in stable state; section three presents the sensitivity analysis for gas variation upon loading gas composition at the inlet point of the system, variation of the operational conditions (flow, pressure and gas temperature) and environment temperatures for the different inlet points (branches) with verification of compliance of the Unique Transport Regulation (Reglamento Único de Transporte - RUT) established by CREG (CREG, 1999); section four presents the recommended set up of adequate work schemes required to guarantee the non-existence of hydrocarbon fluid due condensation in the evaluated system.