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Técnicos CMP
Son realizados por la Comisión de Relaciones Públicas del CMP
Foros CMP.ExE, vínculo del sector petrolero con la sociedad
Desde hace varios meses se llevan a cabo este tipo de foros de manera virtual y con asistencia copiosa, previos al Congreso del CMP que se llevará a cabo en noviembre próximo.
Los foros CMP.ExE siguen consolidándose como el espacio profesional para la industria petrolera por su nivel de información y relevancia en temas que son fundamentales para quienes se desenvuelven en este sector y en los otros que son alternos al mercado petrolero en general.
Es un hecho que comprender las noticias del sector petrolero es esencial para quienes desean un desarrollo de largo plazo en esta profesión.
Por este motivo, la Comisión de Relaciones Públicas del CMP, los foros CMP.ExE reúnen expertos capaces de brindar información precisa y relevante.
Estos foros son desarrollados por Expertos del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP.ExE), en una modalidad de paneles virtuales sobre temas de la industria nacional de hidrocarburos y fueron realizados como consecuencia de las medidas sanitarias que llevaron a posponer el Congreso Mexicano del Petróleo (CMP) para el mes de noviembre de este año.
Así, por este cambio de fecha las cinco agrupaciones organizadoras del evento crearon estos espacios para mantenerse cercanos a una audiencia que requiere cada vez más información sobre la situación de la industria petrolera, en disciplinas como ciencias de la tierra, ingenierías y economía.
Se trata de proporcionar herramientas para quienes quieren estudiar pero desean conocer las condiciones previas del mercado laboral. Se trata de proporcionarles herramientas para que tomen decisiones.
Así, es importante mantenerse informadas mediante el sitio web y redes sociales del CMP y las organizaciones gremiales que lo coordinan. Estas organizaciones son: la Asociación de Ingenieros Petroleros de México, la Asociación Mexicana degeólogos petroleros, la Asociación Mexicana de Geofísicos de Exploración, el Colegio de Ingenieros Petroleros de México y la Society of Petroleum Engineers Sección México.
Desde el año pasado se llevó a cabo en agosto de 2020 y se enfocó en analizar el impacto de la pandemia de COVID-19 en las actividades de exploración y producción petrolera, con una asistencia virtual de hasta 1,001 personas. Cifra que demuestra el interés de la audiencia en mantenerse en contacto con el CMP.
En este sentido, el principal objetivo de estos foros es que sean explicados por expertos para que toda la comunidad entienda los temas torales de los que se habla actualmente.
En total, el Comité Organizador del CMP realizará un total de 15 foros. El segundo de estos foros tuvo lugar el 5 de noviembre y fue sobre riesgos, estimación y regulación de los recursos prospectivos nacionales.
También se tratarán temas como: reservas petroleras, el precio del petróleo y los costos, oferta y demanda de gas natural, costos de desarrollo y producción, rentabilidad del desarrollo de campos nuevos y campos nuevos vs. campos maduros.
También se encuentran temas como: mercado laboral, oferta académica de ingeniería petrolera y geociencias y certificación profesional.
Como otro de los grandes objetivos que tienen los organizadores, figura que las personas se acerquen al CMP, o que cuando las organizaciones participantes tengan una duda quieran aclarar.
Finalmente, también habrá paneles sobre las energías renovables contra las no renovables y la fortaleza de las agrupaciones profesionales.
Esto debido a que son temas de relevancia que abarcan la cadena de valor, los precios, los campos, los volúmenes las decisiones económicas, las decisiones profesionales. Las decisiones de vida de los jóvenes que van a estudiar una carrera para incorporarse al mercado laboral.
También, otro de los propósitos principales de los foros consiste en fortalecer al congreso con pláticas de buena calidad, presentadas, dirigidas y moderadas por especialistas. Es así como el Comité Organizador propone expertos reconocidos dentro y fuera de México capaces de explicar los temas con claridad.
Penetración parcial en pozo con Geometría Fractal
Muchos pozos de yacimientos producen con penetración parcial, ya sea para posponer la llegada de fluidos indeseables como agua o gas, o por problemas durante la perforación.
Por / By : Ricardo Posadas Mondragón y Rodolfo Gabriel Camacho Velázquez
La mayoría de estos yacimientos son heterogéneos y anisotrópicos, como el caso de anticlinales que han sido el resultado del empuje de un domo salino.
Asimismo, el modelo con geometría fractal es una opción apropiada para capturar la heterogeneidad y anisotropía de yacimientos; debido a que refleja mejor la complejidad de las líneas de flujo que los modelos Euclidianos de flujo, teniéndose una mejor caracterización del medio poroso.
Del mismo modo, el análisis de pruebas de variación de presión en pozos parcialmente penetrantes es un método muy útil para caracterizar dinámicamente la heterogeneidad y anisotropía existente en el yacimiento.
En este trabajo se presentó una solución analítica para un pozo penetrando parcialmente un anticlinal, originado por el empuje de un domo salino. Este modelo está planteado en coordenadas cilíndricas considerando una distribución de propiedades con geometría fractal.
La solución analítica se obtuvo a través de la combinación de los métodos de la transformada de Laplace, separación de variables; así como, el producto de Newman, usando funciones fuentes instantáneas.
Se mostraron varios casos sintéticos obtenidos con la solución analítica propuesta para mostrar la influencia de diferentes parámetros involucrados en el comportamiento de las pruebas.
En la literatura técnica existen varias soluciones analíticas propuestas para modelar el comportamiento de pruebas de variación de presión de pozos parcialmente penetrantes.
Algunos de estos trabajos han propuesto el uso de soluciones de punto y línea fuente derivadas en el espacio de Laplace; considerando sistemas finitos e infinitos, con yacimientos homogéneos y naturalmente fracturados.
Del mismo modo, la solución analítica presentada en este trabajo es novedosa porque considera la aplicación de geometría fractal al problema de penetración parcial. Esto es relevante porque permite tomar en cuenta la variación de propiedades petrofísicas con la escala; dicho de otra, forma permite tomar en cuenta la tortuosidad de las líneas de flujo.
Considerando los resultados presentados en este artículo, se puede concluir lo siguiente. La nueva solución analítica fractal para gasto constante describe el comportamiento de presión en
Partial Well Penetration with Fractal Geometry
Many reservoir wells produce with partial penetration, either to postpone the arrival of undesirable fluids such as water or gas, or because of problems during drilling.
Most of these reservoirs are heterogeneous and anisotropic, as in the case of anticlines that have been the result of the push of a saline dome.
Likewise, the model with fractal geometry is an appropriate option to capture the heterogeneity and anisotropy of reservoirs; Because it better reflects the complexity of the flow lines than the Euclidean flow models, having a better characterization of the porous medium.
Similarly, the analysis of pressure variation tests in partially penetrating wells is a very useful method to dynamically characterize the heterogeneity and anisotropy existing in the reservoir.
In this work, an analytical solution was presented for a well partially penetrating an anticline, originated by the push of a saline dome. This model is raised in cylindrical coordinates considering a distribution of properties with fractal geometry.
The analytical solution was obtained through the combination of the Laplace transform methods, separation of variables; as well as Newman’s product, using instant source functions.
Several synthetic cases obtained with the proposed analytical solution were shown to show the influence of different parameters involved in the behavior of the tests.
In the technical literature there are several analytical solutions proposed to model the behavior of pressure variation tests of partially penetrating wells.
Some of these works have proposed the use of source point and line solutions derived in Laplace space; considering finite and infinite systems, with homogeneous and naturally fractured reservoirs.
In the same way, the analytical solution presented in this work is novel because it considers the application of fractal geometry to the partial penetration problem. This is relevant because it allows taking into account the variation of petrophysical properties with the scale; In other words, the shape allows the tortuosity of the flow lines to be taken into account.
Considering the results presented in this article, the following can be concluded. The new constant flow fractal analytical solution describes
el pozo para pozos parcialmente penetrantes. Incluye la solución tradicional Euclidiana como caso especial.
La solución fractal propuesta genera un comportamiento de ley de potencias a tiempos grandes durante el periodo transitorio; después que han terminado los efectos de almacenamiento, daño mecánico y penetración parcial. Se presenta este comportamiento cuando los parámetros fractales radiales son diferentes de los valores Euclidianos.
Un comportamiento diferente al comportamiento de ley de potencias se presenta en varios casos. Mostrándose su efecto únicamente durante el periodo de penetración parcial. Después de este periodo se presenta el comportamiento radial tradicional y leyes de potencias cuando dfr < 2 y .
Para determinar el pseudo-daño debido a penetración restringida, el daño mecánico y los parámetros fractales es necesario recurrir a un ajuste de datos de presión. Su derivada semilogarítmica con la solución analítica usando un optimizador robusto que disminuya la diferencia entre los datos reales y la solución analítica.
Finalmente, la solución analítica es obtenida combinando los métodos de la transformada de Laplace, separación de variables y el producto de Newman; usando funciones fuente instantáneas. well pressure behavior for partially penetrating wells. Includes the traditional Euclidean solution as a special case.
The proposed fractal solution generates a power law behavior at long times during the transitory period; after the effects of storage, mechanical damage and partial penetration have ended. This behavior occurs when the radial fractal parameters are different from the Euclidean values.
A behavior different from the behavior of the power law occurs in several cases. Showing its effect only during the partial penetration period. After this period, the traditional radial behavior and power laws are presented when dfr <2 y.
To determine the pseudo-damage due to restricted penetration, mechanical damage and fractal parameters it is necessary to resort to a pressure data fit. Its semilogarithmic derivative with the analytical solution using a robust optimizer that decreases the difference between the real data and the analytical solution.
Finally, the analytical solution is obtained by combining the methods of the Laplace transform, separation of variables and the Newman product; using instant source functions.
Revaluación estática en exploración de yacimientos
Este trabajo se fundamentó en el análisis de los resultados inesperados del desarrollo infill del bloque T2 del campo JT. Los cuales, a través de una revaluación estática y dinámica para comprender y determinar las causas de dichos eventos; se descubrió que dentro de la formación productora existe una región denominada zona real de yacimiento. La cual concentra verdaderamente los hidrocarburos dentro de la misma formación productora.
Por / By :Jorge Ricardez González, Jaime Castañeda Andrade, Gerardo Echávez Ross y Anel Olmos Montoya
Lo anterior es producto de la experiencia y análisis técnico de pozos que llegaron al yacimiento y que resultaron no productores o de bajo potencial. El factor decisivo encontrado fue: la profundidad de penetración.
Es importante mencionar que la mayor parte de la producción de petróleo en México proviene de campos maduros principalmente de carbonatos naturalmente fracturados.
Además, las fuertes declinaciones de producción y baja presión del yacimiento dificultan la recuperación de las reservas remanentes de aceite y gas.
Las altas demandas de producción para el abastecimiento del mercado petrolero, pese a la problemática de nuestros campos maduros; obliga a generar más oportunidades de explotación para ejecutar a corto o mediano plazo como: perforaciones y reparaciones mayores.
Es un intenso reto generar oportunidades de explotación en carbonatos naturalmente fracturados en etapa madura. Del mismo modo, es indispensable el dominio y conocimiento de los ingenieros de caracterización estática y dinámica a cerca de las formaciones productoras para fortalecer las intervenciones.
Static revaluation in reservoir exploration
This work was based on the analysis of the unexpected results of the infill development of the T2 block of the JT field. Which, through a static and dynamic revaluation to understand and determine the causes of said events; It was discovered that within the producing formation there is a region called the real reservoir zone. Which truly concentrates the hydrocarbons within the same producing formation.
The foregoing is the product of the experience and technical analysis of wells that reached the deposit and that were not producing or of low potential. The decisive factor found was: the depth of penetration.
It is important to mention that most of the oil production in Mexico comes from mature fields, mainly from naturally fractured carbonates.
In addition, the strong production declines and low pressure in the reservoir make it difficult to recover the remaining oil and gas reserves.
The high production demands to supply the oil market, despite the problems of our mature fields; It forces to generate more exploitation opportunities to execute in the short or medium term, such as: drilling and major repairs.
It is an intense challenge to generate exploitation opportunities
Como ejemplo, siempre se ha considerado suficiente perforar un pozo hasta el objetivo programado; lo cual es casi sinónimo de éxito para extraer las reservas de hidrocarburos. Sin embargo, en ocasiones, aunque se llegue al objetivo y los registros geofísicos revelen buena porosidad, fracturamiento y presencia de aceite lamentablemente al probarlos resultan no productores.
Para dar explicación y solución a lo anterior, se presentó un análisis técnico y una metodología de trabajo. Las cuales revelaron una nueva forma para establecer la profundidad a la cual deben llegar los pozos; sin embargo, no es suficiente atravesar la formación productora aunque se tenga evidencia de hidrocarburos y propiedades petrofísicas idóneas.
Esta técnica está fundamentada en una revaluación de la caracterización estática y dinámica del bloque T2 del campo JT. Con respecto al aprendizaje de los resultados inesperados en la perforación de pozos.
El bloque T2 del campo JT representa un área de alta complejidad estática y dinámica. Durante un tiempo su desarrollo se vio limitado por los resultados no satisfactorios de los pozos. Incluso dicha comprensión radicó básicamente en el problema expuesto: pozos no productores entre pozos productores en el mismo yacimiento.
Con el sustento de este trabajo técnico y la metodología de análisis se creó un nuevo enfoque para continuar con el desarrollo infill. Del bloque a nivel de JSK se encontró la zona real de yacimiento con una ventana de aceite definida y reservas de hidrocarburos aún por extraer.
Asimismo, la información geológica de las rocas, el comportamiento de los registros geofísicos, el análisis sísmico y los resultados de producción de los pozos; entre otros, son la evidencia más tangible de demostrar que perforar la formación productora no es suficiente sino dirigirse a donde se concentra la producción de los pozos dentro de ésta.
Del mismo modo, todo pozo a perforar pasa por un proceso de ingeniería para establecer la profundidad objetivo; sin embargo, se invita a examinar con base a la propuesta técnica mostrada si la profundidad programada es la adecuada.
El aporte más valioso de este nuevo enfoque es la redefinición de nuestra comprensión conceptual de un yacimiento de carbonatos fracturados para asegurar su desarrollo.
Este mismo análisis puede ser aplicado a todos los yacimientos de carbonatos naturalmente fracturados. Si y sólo si la estructura del campo permita determinar la profundidad de la zona real de yacimiento.
Si existe gran echado y el área de análisis es muy grande se recomienda acotar por regiones debido a la variación de las profundidades.
Finalmente, el éxito de nuestros futuros pozos y reparaciones mayores involucra la detección de la verdadera zona de yacimiento.
in naturally fractured carbonates in the mature stage. In the same way, the domain and knowledge of the engineers of static and dynamic characterization about the producing formations is essential to strengthen the interventions. As an example, it has always been considered sufficient to drill a well up to the programmed target; which is almost synonymous with success in extracting hydrocarbon reserves. However, on occasions, although the objective is reached and the geophysical records reveal good porosity, fracturing and the presence of oil, unfortunately when tested, they are non-producing. To give an explanation and solution to the above, a technical analysis and a work methodology were presented. Which revealed a new way to establish the depth to which wells must go; however, it is not enough to pass through the producing formation even if there is evidence of hydrocarbons and suitable petrophysical properties.
This technique is based on a revaluation of the static and dynamic characterization of the T2 block of the JT field. Regarding learning unexpected results in well drilling.
Block T2 of the JT field represents an area of high static and dynamic complexity. For a time its development was limited by the unsatisfactory results of the wells. Even this understanding was basically based on the problem presented: non-producing wells between producing wells in the same reservoir.
Based on this technical work and analysis methodology, a new approach was created to continue infill development. From the block at the JSK level, the actual reservoir zone was found with a defined oil window and hydrocarbon reserves still to be extracted.
Likewise, the geological information of the rocks, the behavior of the geophysical records, the seismic analysis and the production results of the wells; Among others, they are the most tangible evidence to show that drilling the producing formation is not enough but to go where the production of the wells within it is concentrated.
In the same way, every well to be drilled goes through an engineering process to establish the target depth; however, it is invited to examine based on the technical proposal shown if the programmed depth is adequate.
The most valuable contribution of this new approach is the redefinition of our conceptual understanding of a fractured carbonate reservoir to ensure its development.
This same analysis can be applied to all naturally fractured carbonate reservoirs. If and only if the structure of the field allows the depth of the actual reservoir area to be determined.
If there is a large dip and the analysis area is very large, it is recommended to limit by regions due to the variation of the depths.
Ultimately, the success of our future wells and major repairs involves the detection of the true reservoir zone.
La IAV en yacimientos estratificados
La inyección cíclica de vapor es el método de recobro térmico más utilizado en la actualidad gracias a su fácil aplicación, bajo costo inicial y alta maduración de la técnica a nivel mundial.
Por / By :Angélica María González Sánchez, Erika Julieth Peña Olarte, Max Bradley Gómez Gualdrón; Astrid Xiomara Rodríguez Castelblanco y Samuel Fernando Muñoz Navarro
Con el propósito de analizar la factibilidad técnica del método, es necesario recurrir a herramientas como los modelos analíticos; para predecir el comportamiento que tendría un yacimiento candidato a la aplicación de la inyección cíclica de vapor.
Durante el estudio se planteó un modelo analítico propuesto, planteado por Boberg y Lantz en 1966; el cual, es aplicable en yacimientos estratificados de crudo pesado
BTI in stratified reservoirs
Cyclical steam injection is the most widely used thermal recovery method today thanks to its easy application, low initial cost and high maturity of the technique worldwide.
Del mismo, el modelo es reconocido como base por la similitud de sus resultados con los reportados en campo. Sin embargo, es importante resaltar que el grado de representatividad de sus estimaciones depende de que tan acordes son las propiedades del yacimiento estudiado.
Por esta razón, en este trabajo se presentó una herramienta computacional software, construida a partir del desarrollo matemático. Adicionalmente esta herramienta buscó, en lo posible, mejorar su capacidad de predicción y facilitar la implementación de este modelo analítico en estudios preliminares de proyectos térmicos.
La inyección alterna de vapor (IAV) se divide en tres periodos; el primero de inyección, en el cual se inyecta a través de un pozo una cantidad limitada de vapor; posteriormente inicia el de remojo, se cierra el pozo durante un corto intervalo de tiempo para transferir el calor del vapor al yacimiento; aumentar la temperatura del crudo in situ, reducir su viscosidad y mejorar su movilidad.
En el tercer periodo, se empieza la etapa de producción. Se abre el mismo pozo a producción obteniendo inicialmente altas tasas de aceite y agua, producto de la condensación del vapor inyectado; estas van declinando a medida que se reduce la eficiencia térmica de la técnica.
Una vez la producción declina hasta la tasa de producción en frio, es necesario implementar otro ciclo; este proceso se repite hasta que deje de ser técnica y económicamente viable.
De los modelos analíticos desarrollados para inyección cíclica de vapor a través de los años; el presentado por Boberg y Lantz propone las consideraciones más similares a las características de un yacimiento estratificado de crudo pesado. Los cuales se encuentran en la cuenca del Valle Medio del Magdalena, Colombia.
Durante el estudio se comprobó que el modelo analítico de Boberg-Lantz, permite obtener buenas estimaciones del comportamiento de un yacimiento; principalmente, al implementar la técnica de inyección cíclica de vapor cuando las características de este son acordes a las propuestas por los autores.
Del mismo modo, se evidenció la alta sensibilidad que presenta el modelo analítico de Boberg y Lantz a parámetros como los cambios en la presión estática del yacimiento; la presión de fondo fluyente y el índice de productividad del pozo, pues estos parámetros influyen en gran manera en las tasas de producción estimadas por el modelo.
Se logró simplificar la implementación del modelo analítico de Boberg y Lantz mediante la herramienta computacional propuesta; mejorando la capacidad de predicción frente a la del modelo base.
Finalmente, haciendo uso de la herramienta computacional se obtienen resultados que facilitan el análisis e interpretación del comportamiento de un yacimiento; básicamente, al implementar un proceso de inyección cíclica de vapor. In order to analyze the technical feasibility of the method, it is necessary to resort to tools such as analytical models; to predict the behavior of a candidate reservoir for the application of cyclical steam injection.
During the study a proposed analytical model was raised, raised by Boberg and Lantz in 1966; which is applicable in stratified heavy oil reservoirs
From the same, the model is recognized as a basis due to the similarity of its results with those reported in the field. However, it is important to note that the degree of representativeness of its estimates depends on how consistent the properties of the reservoir studied are.
For this reason, in this work a software computational tool was presented, built from mathematical development. Additionally, this tool sought, as far as possible, to improve its prediction capacity and facilitate the implementation of this analytical model in preliminary studies of thermal projects.
The alternate steam injection (IAV) is divided into three periods; the first injection, in which a limited amount of steam is injected through a well; subsequently the soaking begins, the well is closed for a short time to transfer the heat of the steam to the reservoir; increase the temperature of the crude oil in situ, reduce its viscosity and improve its mobility.
In the third period, the production stage begins. The same well is opened for production, initially obtaining high rates of oil and water, product of the condensation of the injected steam; these are declining as the thermal efficiency of the technique is reduced.
Once the production declines to the cold production rate, it is necessary to implement another cycle; this process is repeated until it is no longer technically and economically viable.
From the analytical models developed for cyclical steam injection through the years; the one presented by Boberg and Lantz proposes the most similar considerations to the characteristics of a stratified heavy oil reservoir. Which are found in the Middle Magdalena Valley basin, Colombia.
During the study it was found that the BobergLantz analytical model allows obtaining good estimates of the behavior of a reservoir; mainly, when implementing the cyclical steam injection technique when its characteristics are in accordance with those proposed by the authors.
In the same way, the high sensitivity of the Boberg and Lantz analytical model to parameters such as changes in the static pressure of the reservoir was evidenced; the flowing bottom pressure and the productivity index of the well, as these parameters greatly influence the production rates estimated by the model.
It was possible to simplify the implementation of the analytical model of Boberg and Lantz through the proposed computational tool; improving the prediction capacity compared to that of the base model.
Finally, making use of the computational tool, results are obtained that facilitate the analysis and interpretation of the behavior of a deposit; basically, by implementing a cyclical steam injection process.
Factor de reducción de movilidad de gas (FRMg)
El estudio abordó la simulación numérica de tratamientos con espuma para el control de gas en yacimientos naturalmente fracturados (FRMg).
Por / By : José Ernesto Parra Pérez, José Eduardo Ramírez López Miro, María Berenice Aguilar López; Juan Carlos Baez Miranda y Eduardo Buenrostro González
Durante el estudio se derivaron expresiones matemáticas para calcular el factor de reducción de movilidad de gas (FRMg) debido a la presencia de agentes espumantes en un medio permeable. Las expresiones del FRMg requieren únicamente de datos de campo que son generalmente conocidos.
Las ecuaciones derivadas se utilizaron para calcular el FRMg de una serie de tratamientos de control de movilidad de gas con espuma. Se realizaron en pozos de alta y baja permeabilidad localizados en yacimientos naturalmente fracturados.
Asimismo, los tratamientos con espuma lograron disminuir la producción de gas en todos los pozos. También incrementaron la producción de aceite por periodos de tiempo desde 2 meses hasta más de un año.
Los FRMg calculados para las aplicaciones en campo se utilizaron como parámetros de entrada en un estudio de simulación numérica para modelar tratamientos de control de movilidad de gas con espuma en yacimientos naturalmente fracturados.
Gas mobility reduction factor (FRMg)
The study addressed the numerical simulation of foam treatments for gas control in naturally fractured reservoirs (FRMg).
During the study, mathematical expressions were derived to calculate the gas mobility reduction factor (FRMg) due to the presence of foaming agents in a permeable medium. FRMg expressions require only field data that is generally known.
The derived equations were used to calculate the FRMg of a series of foam gas mobility control treatments. They were carried out in high and low permeability wells located in naturally fractured reservoirs.
Likewise, the foam treatments were able to reduce gas production in all wells. They also increased oil production for periods of time from 2 months to more than a year.
En resumen, los resultados de esta investigación demuestran que los tratamientos con espuma son una técnica eficiente para incrementar la productividad; así como extender la vida productiva de los pozos y para incrementar el factor de recuperación en yacimientos naturalmente fracturados.
Durante el estudio se realizó un análisis de sensibilidad al FRMg, así como a otros parámetros que afectan el desempeño del tratamiento; como son: contraste de permeabilidad entre matriz y fractura y la posición del contacto gas-aceite. (CGA), para pozos de alta y baja productividad.
Del mismo modo, los resultados del estudio de simulación demuestraron que los tratamientos con espuma incrementaron la productividad. Asimismo, extendieron el tiempo de vida productiva de los pozos.
Además, el estudio permitió establecer criterios de selección de pozos, cuantificar el efecto de parámetros de diseño o del medio y estimar la recuperación de hidrocarburos.
La espuma se define como una dispersión de gas en una fase líquida que contiene surfactantes (espumantes). Asimismo, la espuma se forma por burbujas de gas separados por una película de líquido denominada lamela donde se encuentran los surfactantes.
Las propiedades físicas de la espuma son dependientes de los componentes que la forman; de su interacción, y de las condiciones del medio en el que se encuentra. Las espumas generalmente se caracterizan a través de parámetros como la calidad, textura y reología.
Durante el trabajo se derivaron expresiones matemáticas para calcular el factor de reducción de movilidad de gas (FRMg). De 5 tratamientos de control de movilidad de gas con espuma aplicados en igual número de pozos en los campos Cantarell y Jujo.
El FRMg se encontró entre 1 cuando no hay espuma y 13 cuando se tiene la espuma más fuerte. Del mismo modo, el efecto de la espuma en la formación fue desde 2 meses hasta más de un año.
Los FRMg calculados de las aplicaciones en campo se utilizaron como parámetro de sensibilidad en un estudio de simulación numérica. Otros parámetros sensibilizados fueron la productividad del pozo, la permeabilidad de fractura y la distancia al CGA.
Del mismo modo, los resultados de simulación indicaron que al incrementar la resistencia de la espuma se obtienen mayores beneficios; logrando las mayores reducciones en la producción de gas, así como los mayores incrementos en la producción de aceite.
Asimismo, se identificó una ventana operativa en función de la permeabilidad y la distancia al CGA dependiendo de la producción del pozo.
The FRMg calculated for field applications were used as input parameters in a numerical simulation study to model foam gas mobility control treatments in naturally fractured reservoirs.
In summary, the results of this research demonstrate that foam treatments are an efficient technique to increase productivity; as well as to extend the productive life of the wells and to increase the recovery factor in naturally fractured reservoirs.
During the study, a sensitivity analysis was carried out to FRMg, as well as to other parameters that affect the performance of the treatment; such as: permeability contrast between matrix and fracture and the position of the gas-oil contact. (CGA), for high and low productivity wells.
Similarly, the results of the simulation study showed that foam treatments increased productivity. They also extended the productive life of the wells.
In addition, the study made it possible to establish well selection criteria, quantify the effect of design parameters or the environment, and estimate hydrocarbon recovery.
Foam is defined as a dispersion of gas in a liquid phase that contains surfactants (foaming agents). Likewise, the foam is formed by gas bubbles separated by a film of liquid called a lamella where the surfactants are found.
The physical properties of the foam are dependent on the components that form it; of their interaction, and of the conditions of the environment in which it is found. Foams are generally characterized through parameters such as quality, texture, and rheology.
During the work, mathematical expressions were derived to calculate the gas mobility reduction factor (FRMg). Of 5 foam gas mobility control treatments applied in the same number of wells in the Cantarell and Jujo fields.
The FRMg was found between 1 when there is no foam and 13 when you have the strongest foam. Similarly, the effect of foam on formation ranged from 2 months to more than a year.
The FRMg calculated from field applications were used as a sensitivity parameter in a numerical simulation study. Other sensitized parameters were well productivity, fracture permeability, and distance to the CGA.
In the same way, the simulation results indicated that by increasing the resistance of the foam, greater benefits are obtained; achieving the largest reductions in gas production, as well as the largest increases in oil production.
Likewise, an operating window was identified based on the permeability and the distance to the CGA depending on the production of the well.
Factor Volumétrico del Aceite (Bob)
Correlación para estimar el Factor Volumétrico del Aceite (Bob) del experimento de Separadores a partir de información del experimento de Liberación Diferencial.
Por / By : Jorge Enrique Paredes Enciso y Rafael Pérez Herrera
Factor volumétrico de la formación de aceite (Bo) es una propiedad de los fluidos que indica el “encogimiento” que sufrirá el aceite de condiciones de yacimiento a las de superficie.
En los estudios PVT esta propiedad es medida en los experimentos Flash Atmosférico, Liberación Diferencial (DL) y Separadores. Existen laboratorios que omiten reportar el Bo resultante del tren de separación (Bob) y sólo reportan el Bo para cada etapa de separación.
Lo anterior implica que no se cuente con el parámetro fundamental para corregir la curva de esta propiedad a condiciones de separación y se cometan errores graves en los análisis de ingeniería.
El presente trabajo se desarrolló con la finalidad de realizar una aproximación del Bo corregido a condiciones de separación (Bob). Basado en datos del experimento DL para obtener un set de correlaciones.
Asimismo, las correlaciones propuestas pueden aplicarse a cualquier estudio PVT; que cuente con el experimento de Liberación diferencial (DL) y se desconozca el Bo a condiciones de separación.
Oil Volumetric Factor (Bob)
Correlation to estimate the Oil Volumetric Factor (Bob) of the Separators experiment from information from the Differential Release experiment.
Volumetric factor of oil formation (Bo) is a property of fluids that indicates the “shrinkage” that the oil will undergo from reservoir to surface conditions.
In PVT studies this property is measured in Atmospheric Flash, Differential Release (DL) and Separators experiments. There are laboratories that omit to report the Bo resulting from the separation train (Bob) and only report the Bo for each separation stage.
The foregoing implies that the fundamental parameter to correct the curve of this property to separation conditions is not available and serious errors are made in engineering analyzes.
The present work was developed in order to make an approximation of the corrected Bo to separation
Del mismo modo, la aproximación propuesta se basa en el análisis de 182 estudios PVT de diversos países, principalmente México. Fueron clasificadas de acuerdo al número de etapas de separación.
El volumen del aceite que entra en los tanques de almacenamiento en la superficie es menor que el volumen que fluye del yacimiento a los pozos. Este cambio en el volumen del aceite se asocia a tres factores.
Por ejemplo, a liberación del gas disuelto en el aceite conforme la presión disminuye del yacimiento a la presión de superficie. La ligera expansión del aceite residual con la reducción de la presión y, la contracción del aceite debido a la reducción de temperatura. conditions (Bob). Based on data from the DL experiment to obtain a set of correlations.
Likewise, the proposed correlations can be applied to any PVT study; that has the Differential Release (DL) experiment and Bo is unknown at separation conditions.
Similarly, the proposed approach is based on the analysis of 182 PVT studies from various countries, mainly Mexico. They were classified according to the number of separation stages.
Similarly, the proposed approach is based on the analysis of 182 PVT studies from various countries, mainly Mexico. They were classified according to the number of separation stages.
The volume of oil that enters the storage tanks on the surface is less than the volume that flows from the reservoir to the wells. This change in the volume of the oil is associated with three factors.
For example, the release of gas dissolved in oil as pressure decreases from reservoir to surface pressure. The slight expansion of the residual oil with the reduction of the pressure and, the contraction of the oil due to the reduction of temperature.
Similarly, the volume change of the oil due to these factors is expressed in terms of the volumetric factor of oil formation. Bo as it is also known is defined as the volume of reservoir oil required to produce a barrel of oil in the storage tank:
The study proposes a new set of correlations to determine the Bob at separation conditions as a function of the number of separation stages. It also offers information on the differential release experiment, based on the analysis of more than 180 PVT studies.
They were successfully applied to 47 PVT studies that were not used in the development of correlations to validate their reliability, obtaining a relative error of 0.16%.
These correlations will reduce the uncertainty in engineering analyzes (reservoirs, productivity, facilities) where the oil volumetric factor curve has not been corrected.
Del mismo modo, el cambio de volumen del aceite debido a estos factores se expresa en términos del factor volumétrico de la formación del aceite. El Bo como también se le conoce se define como el volumen de aceite de yacimiento requerido para producir un barril de aceite en el tanque de almacenamiento:
El estudio se propone un nuevo set de correlaciones para determinar el Bob a condiciones de separación en función al número de etapas de separación. Asimismo, ofrece información del experimento de liberación diferencial, basado en el análisis de más 180 estudios PVT.
Se aplicaron exitosamente a 47 estudios PVT que no se utilizaron en el desarrollo de las correlaciones para validar su confiabilidad, obteniendo un error relativo del 0.16%.
Estas correlaciones reducirán la incertidumbre en análisis de ingeniería (yacimientos, productividad, instalaciones) en donde no se ha corregido la curva del factor volumétrico del aceite.
Disolución de carbonatos en geometría radial
Actualmente en el diseño de una cédula de tratamiento para una estimulación ácida, se considera únicamente un cálculo volumétrico. Este consiste en determinar el volumen de ácido que ocupa el espacio poroso para que recorra un cierto radio que supere el daño del pozo y mejore su permeabilidad; por lo que no se consideran efectos de transporte difusivo y reacción en el medio poroso.
Los Ingenieros Olán Zárate Manuel Antonio y Arias González Israel presentaron el trabajo en la última edición del Congreso Mexicano del Petróleo (CMP).
En este trabajo se presentó una simulación numérica del daño en el tiempo como consecuencia del fenómeno de la disolución de carbonatos. Se consideró una ecuación de concentración del ácido, ley de Darcy, ecuación de continuidad del ácido y una ecuación de continuidad para la parte rocosa.
La simulación se realizó en el lenguaje C# (C Sharp) y se aplicó a una cédula de tratamiento de un pozo x con buenos resultados: este modelo puede igual programarse en Vb de Excel como parte del programa de diseño de cédulas de tratamiento.
Asimismo, se desarrolló un modelo más completo, considerando los efectos de la temperatura del ácido y de la roca.
La inyección de ácido en yacimientos carbonatados es comúnmente utilizada en la industria del petróleo para mejorar la productividad de los pozos. Asimismo, esta técnica permite remover y/o traspasar el daño de la formación mejorando la producción de aceite y gas mediante el incremento de la conductividad del yacimiento hacia el pozo.
Carbonate dissolution in radial geometry
Currently in the design of a treatment schedule for acid stimulation, only a volumetric calculation is considered. This consists of determining the volume of acid that the pore space occupies so that it travels a certain radius that overcomes the damage of the well and improves its permeability; Therefore, diffusive transport and reaction effects in the porous medium are not considered.
In this work, a numerical simulation of damage over time as a consequence of the phenomenon of carbonate dissolution was presented. An acid concentration equation, Darcy’s law, acid continuity equation and a continuity equation for the rocky part were considered.
The simulation was carried out in the C # language (C Sharp) and it was applied to a treatment schedule of a well x with good results: this model can also be programmed in Excel Vb as part of the treatment schedule design program.
Del mismo modo, el proceso de la estimulación ácida en yacimientos carbonatados, tiene como finalidad, disolver el carbonato y crear una red de canales conductivos llamados agujeros de gusano; que permiten mejorar la comunicación del yacimiento hacia el pozo o viceversa, incrementando la producción de aceite y gas.
Para el caso de una estimulación ácida en modelo no térmico se tienen siguientes conclusiones. Se determinó numéricamente en función del tiempo y espacio los perfiles de concentración, presión, porosidad, en geometría radial, con información de una cédula de tratamiento y datos de campo.
Asimismo, se calculó el valor del daño en el tiempo, para geometría radial con los valores de permeabilidad obtenidos del modelo de Kozeny.
Las simulaciones mostraron que la porosidad es sensible al coeficiente de transferencia de masa y poder de disolución. Esto se debe a que ambos parámetros están relacionados con la rapidez de reacción del ácido en la disolución del carbonato.
El coeficiente de Kozeny generó cambios grandes en el aumento de la permeabilidad y en la disminución del daño; por lo que debe ser un factor importante a considerar en estos cálculos.
Los gastos de inyección mostraron un efecto definitivo en la simulación; ya que permitieron el transporte advectivo rápido y mayor profundidad de penetración del ácido en el medio poroso.
En tanto, los tiempos de exposición del ácido con la roca permitieron una mayor disolución, lo que repercutió en una disminución del daño.
Asimismo, el modelo puede ser implementado en cualquier otro lenguaje de programación, incluido Visual Basic de Excel. Esto puede usarse como parte del programa de estimulación de un pozo.
Finalmente, se está trabajando en un modelo más completo considerando los cambios de temperatura del ácido y de la formación; con la finalidad de caracterizar los efectos en la rapidez de la reacción, consumo y longitud de penetración del ácido.
Likewise, a more complete model was developed, considering the effects of acid and rock temperature.
Injection of acid into carbonate reservoirs is commonly used in the oil industry to improve well productivity. Likewise, this technique allows the removal and / or transfer of formation damage, improving oil and gas production by increasing the conductivity of the reservoir towards the well.
In the same way, the process of acid stimulation in carbonate reservoirs, has the purpose of dissolving the carbonate and creating a network of conductive channels called wormholes; that allow to improve the communication from the reservoir to the well or vice versa, increasing the production of oil and gas.
For the case of acid stimulation in a non-thermal model, we have the following conclusions. The concentration, pressure and porosity profiles were determined numerically in terms of time and space, in radial geometry, with information from a treatment chart and field data.
Likewise, the damage value over time was calculated for radial geometry with the permeability values obtained from the Kozeny model.
The simulations showed that porosity is sensitive to mass transfer coefficient and dissolving power. This is because both parameters are related to the reaction speed of the acid in the carbonate solution.
The Kozeny coefficient generated large changes in the increase in permeability and in the decrease in damage; so it must be an important factor to consider in these calculations.
Injection costs showed a definite effect on the simulation; since they allowed the fast advective transport and greater depth of penetration of the acid in the porous medium.
Meanwhile, the exposure times of the acid with the rock allowed a greater dissolution, which resulted in a decrease in damage.
Likewise, the model can be implemented in any other programming language, including Excel Visual Basic. This can be used as part of a well stimulation program.
Finally, a more complete model is being worked on considering the changes in temperature of the acid and of the formation; in order to characterize the effects on the speed of the reaction, consumption and penetration length of the acid.
Evaluación petrofísica de baja resistividad
En la búsqueda de comprender el comportamiento de los campos en explotación es necesario la aplicación de diferentes ingenierías y disciplinas. Dentro de ellas, se encuentra como disciplina estratégica, la petrofísica, la cual se encarga de definir las zonas de posible aporte en función de los registros geofísicos tomados en los pozos.
Por / By : Enrique Morán Montiel y Marco Antonio Orduña Perez
Para definir las propiedades petrofísicas se realiza una evaluación de registros geofísicos, integrando datos de núcleo. En el campo de estudio se identificaron arenas de posible potencial, en la formación Encanto; en los cuales se aplicaron procesos y metodologías para identificar las propiedades petrofísicas del campo, los cuales son de utilidad para el poblado del modelo estático.
Durante el estudio se identificaron nueve pozos del campo, de los cuales se realizó el proceso de edición y validación de la información. Se realizó la evaluación petrofísica convencional, determinando modelos de saturación en función de la resistividad, utilizando el modelo mineralógico de arena y arcilla.
Fue posible realizar evaluaciones petrofísicas en tres pozos con el registro de saturación de fluidos de yacimiento en modo sigma. Asimismo, se implementaron metodologías no convencionales para la evaluación de los pozos; como la elaboración de electrofacies y evaluación de arenas de baja resistividad con la metodología de Thomas Stieber.
Low resistivity petrophysical evaluation
In the search to understand the behavior of the fields in operation, it is necessary to apply different engineering and disciplines. Within them, petrophysics is a strategic discipline, which is in charge of defining the areas of possible contribution based on the geophysical records taken in the wells.
To define the petrophysical properties, an evaluation of geophysical logs is carried out, integrating core data. Sands of possible potential were identified in the field of study, in the Encanto formation; in which processes and methodologies were applied to identify the petrophysical properties of the field, which are useful for the population of the static model.
During the study, nine field wells were identified, of which the information editing and validation
El campo ejemplo inicio su explotación en rocas de terciario en el año 1991 con el pozo Y-101 y en 1997 con el pozo Y-101. Ambos se encuentran produciendo aceite con sistema artificial de producción. Sin embargo, su objetivo principal fue la formación Jurásico Superior Kimmeridgiano y Cretácico Superior, por tal motivo, existe deficiencia de información en Terciario.
Durante el estudio, se analizaron 9 pozos para realizar el análisis petrofísico, de los cuales fue necesario realizar edición y normalización para lograr el objetivo.
Del mismo modo, se realizó la caracterización petrofísica del campo Terciario, el cual pretende ser un apoyo en la evaluación de reservas e identificación de nuevas oportunidades; obteniendo un modelo estático de mayor confiabilidad y que sirva de base para la simulación numérica del yacimiento.
Asimismo, En las arenas de Encanto se tienen las mejores características petrofísicas y la mayor cantidad de oportunidades visualizadas.
La actualización del modelo petrofísico con nueva información adquirida durante el desarrollo del campo, ayudara a la administración y explotación óptima del yacimiento. Del mismo modo, fue posible identificar oportunidades de reparaciones mayores (RMA) en los 9 pozos analizados, con un total de 61 oportunidades.
Sin embargo, el objetivo inicial de estos pozos fue con objetivo mesozoico, por lo que las condiciones mecánicas de los pozos reducen las oportunidades a 5 de ellos; con 12 posibles oportunidades de RMA que están pendientes de analizar mecánica y económicamente process was carried out. The conventional petrophysical evaluation was carried out, determining saturation models as a function of resistivity, using the sand and clay mineralogical model.
Petrophysical evaluations were possible in three wells with the reservoir fluid saturation log in sigma mode. Likewise, unconventional methodologies were implemented for the evaluation of the wells; such as the elaboration of electrofacies and evaluation of low resistivity sands with the Thomas Stieber methodology.
The example field began its exploitation in tertiary rocks in 1991 with well Y-101 and in 1997 with well Y-101. Both are producing oil with an artificial production system. However, its main objective was the Upper Jurassic Kimmeridgian and Upper Cretaceous formation, for this reason, there is a deficiency of information in Tertiary.
During the study, 9 wells were analyzed to perform the petrophysical analysis, of which it was necessary to perform editing and normalization to achieve the objective.
In the same way, the petrophysical characterization of the Tertiary field was carried out, which aims to be a support in the evaluation of reserves and identification of new opportunities; obtaining a static model of greater reliability and that serves as the basis for the numerical simulation of the reservoir.
Likewise, the Encanto sands have the best petrophysical characteristics and the greatest number of opportunities seen.
The updating of the petrophysical model with new information acquired during the development of the field, will help the administration and optimal exploitation of the deposit. Similarly, it was possible to identify major repair opportunities (RMA) in the 9 wells analyzed, with a total of 61 opportunities.
However, the initial objective of these wells was with a Mesozoic objective, so the mechanical conditions of the wells reduce the opportunities to 5 of them; with 12 potential RMA opportunities pending mechanical and financial analysis.
Inyección de agua de baja salinidad (LSWI)
La inyección de agua de baja salinidad también es conocida por sus siglas en inglés LSWI (Low Salinity Water Injection). Consiste en la inyección de agua de salinidad menor a la del agua de formación y se aplica con la finalidad de generar un incremento a la mojabilidad al agua.
Por / By : Diana Mercado, Argenis Álvarez y Víctor Salazar
Del mismo modo, la inyección permite lograr un incremento del factor de recobro comparado con la inyección de agua convencional. Por otro lado, la LSWI es una técnica de bajo impacto ambiental que no requiere utilizar productos químicos de alto costo.
Con el objetivo de obtener un plan de desarrollo para el Campo Namorado, ubicado en la cuenca de Campos en Brasil. Se realizó una adaptación de la metodología para el modelamiento y optimización de procesos LSWI.
En esta metodología se combinó el uso de la simulación composicional de yacimientos y una herramienta matemática de optimización. La cual utilizó inteligencia artificial para maximizar el Valor Presente Neto (VPN) del proyecto en evaluación.
Como resultado, se obtuvo una estrategia operacional de LSWI en la que se cuantificó el impacto de cambiar el tipo y localización de los pozos productores e inyectores; así como el volumen de agua inyectada.
En promedio, el factor de recobro obtenido para LSWI para el escenario óptimo fue del 41%; comparado con el
Low Salinity Water Injection (LSWI)
Low salinity water injection is also known by its acronym in English LSWI (Low Salinity Water Injection). It consists of the injection of water with a salinity lower than that of the formation water and is applied in order to generate an increase in the wettability to the water.
In the same way, the injection allows to achieve an increase in the recovery factor compared to the conventional water injection. On the other hand, LSWI is a low-environmental impact technique that does not require the use of high-cost chemicals.
With the objective of obtaining a development plan for the Namorado Field, located in the Campos basin in Brazil. An adaptation of the methodology for modeling and optimization of LSWI processes was carried out.
34% que se obtendría si se realizara la inyección de agua convencional.
Asimismo, la LSWI es una técnica de recuperación mejorada avanzada, en la cual la salinidad del agua inyectada es controlada con el objetivo de incrementar el factor de recobro.
Debido a la complejidad de las interacciones aceite/ salmuera/roca, no existe un consenso en relación con los mecanismos que actúan durante este proceso; y que efectivamente conlleven al incremento en el factor de recobro.
Entre los mecanismos que han sido propuestos para LSWI se encuentran la migración de finos, disolución de minerales e incremento en el PH del agua de formación. Asimismo, la reducción en la tensión interfacial (de forma similar a la inyección de alcalinos), emulsificación, saponificación, intercambio multiónico, expansión de doble capa; presión osmótica, alteración de la mojabilidad, entre otros.
La selección y optimización de la estrategia de recobro, considerando múltiples realizaciones geológicas; permitió tomar en cuenta la incertidumbre asociada a la distribución de porosidad, permeabilidad y espesor neto en la definición del plan de desarrollo del campo.
Esto se realizó con el objetivo de incrementar la precisión y confiabilidad de los resultados obtenidos para el factor de recobro y el VPN.
El escenario de desarrollo óptimo identificado por el máximo valor de VPN, obtenido después de la implementación de la metodología de optimización robusta; fue el escenario de LSWI y mostró que el esquema de producción debe estar compuesto por la perforación de 18 pozos horizontales, de los cuales 12 son productores y 6 inyectores.
Para el caso óptimo de LSWI y considerando 5 escenarios geológicos seleccionados, se obtuvo que el factor de recobro se puede encontrar entre el 37.89% (P10) al 42.21% (P90); mientras que el VPN del proyecto entre 807 millones de dólares (P10) a 3,315 millones de dólares (P90).
Finalmente, mediante el uso de la metodología de optimización robusta se obtuvo un factor de recobro incremental de aproximadamente el 29%. Lo anterior, muestra la importancia del uso de métodos de optimización con la simulación numérica de yacimientos en la definición de planes de desarrollo eficiente.
In this methodology, the use of reservoir compositional simulation and a mathematical optimization tool were combined. Which used artificial intelligence to maximize the Net Present Value (NPV) of the project under evaluation.
As a result, an LSWI operational strategy was obtained in which the impact of changing the type and location of producing wells and injectors was quantified; as well as the volume of injected water.
On average, the recovery factor obtained for LSWI for the optimal scenario was 41%; compared to the 34% that would be obtained if the conventional water injection were carried out.
Likewise, LSWI is an advanced improved recovery technique, in which the salinity of the injected water is controlled in order to increase the recovery factor.
Due to the complexity of the oil / brine / rock interactions, there is no consensus regarding the mechanisms that act during this process; and that effectively lead to an increase in the recovery factor.
Among the mechanisms that have been proposed for LSWI are the migration of fines, dissolution of minerals and increase in the PH of the formation water. Also, the reduction in interfacial tension (similar to the injection of alkalis), emulsification, saponification, multionic exchange, double layer expansion; osmotic pressure, altered wettability, among others.
The selection and optimization of the recovery strategy, considering multiple geological developments; It allowed taking into account the uncertainty associated with the distribution of porosity, permeability and net thickness in the definition of the field development plan.
This was done with the objective of increasing the precision and reliability of the results obtained for the recovery factor and the NPV.
The optimal development scenario identified by the maximum value of NPV, obtained after the implementation of the robust optimization methodology; was the LSWI scenario and showed that the production scheme must be made up of the drilling of 18 horizontal wells, of which 12 are producers and 6 are injectors.
For the optimal case of LSWI and considering 5 selected geological scenarios, it was obtained that the recovery factor can be found between 37.89% (P10) to 42.21% (P90); while the NPV of the project between 807 million dollars (P10) to 3,315 million dollars (P90).
Finally, by using the robust optimization methodology, an incremental recovery factor of approximately 29% was obtained. The above shows the importance of using optimization methods with the numerical simulation of reservoirs in the definition of efficient development plans.
