Reservas Asociadas a Proyectos IOR/EOR: Recomendaciones para Diseño Optimo de Pruebas Piloto

Reservas Asociadas a Proyectos IOR/EOR: Recomendaciones para Diseño Optimo de Pruebas Piloto

15th March 2017

A medida que desaparece el "petróleo fácil", las opciones de producción futura estarán basadas en "no convencionales" como el petróleo de esquistos (Tight/Shale Oil), en la implementación de las mejores prácticas gerenciales y en la aplicación de los procesos de recuperación mejorada de petróleo (IOR por sus siglas en Ingles) predominantemente en yacimientos de Petróleos Pesados, Extra Pesados y Arenas Bituminosas. Si bien gran parte de la reciente discusión acerca de dónde vendrá el barril marginal de petróleo nuevo se centra en "no convencionales", de igual manera se ha subestimado el gran potencial de producir petróleo adicional de campos maduros mediante procesos de IOR.1

En este artículo se discute la naturaleza de los proyectos IOR, identificando las razones por las razones por las cuales se presta poca atención al diseño de los pilotos de IOR, disminuyendo así el potencial de incorporar reservas adicionales de petróleo, llevando a la industria a acortar la contribución que esta actividad podría traer.

En 2011, el entonces presidente de la Sociedad de Ingenieros de Petróleo Alain Labastie2 escribió: "El factor de recuperación promedio estimado de los yacimientos petrolíferos a nivel mundial, es de alrededor del 35%. Esto significa que aproximadamente dos tercios del petróleo que se ha descubierto se deja  en los yacimientos. Tenemos bajo nuestros pies, en lugares bien conocidos, enormes perspectivas para aumentar nuevas reservas. Aumentar el factor de recuperación promedio del 35% al ​​45% produciría 1 trillón de barriles de petróleo". En el caso de yacimientos de petróleo no convencionales, el factor de recuperación promedio es sólo de entre el 5% y el 10%, lo que significa un enorme potencial para producir más petróleo, tanto de los depósitos convencionales, como de petróleo de esquistos en todo el mundo3.

La recuperación primaria de petróleo se obtiene utilizando la energía natural del yacimiento y depende en gran medida de factores tales como la viscosidad del petróleo, la presión en el yacimiento, la energía de algún acuífero conectando al yacimiento y las características geológicas y petrofísicas del yacimiento en la vecindad de los pozos (porosidad, permeabilidad, etc.). Estos factores conducen a variaciones en la recuperación de pozo a pozo. La recuperación primaria termina cuando la presión en el yacimiento alrededor del pozo se vuelve demasiada baja para mantener una producción comercial, ya sea mediante flujo natural o asistido mecánicamente mediante levantamiento artificial (levantamiento con gas, bombas electro-sumergibles, etc.). En la mayoría de los casos esto ocurre cuando solo se ha producido menos de un 20% de los hidrocarburos inicialmente in situ. En condiciones ideales, la recuperación mejorada puede aumentar significativamente la eficiencia de la recuperación.

Recuperación mejorada del petróleo (IOR) es un término amplio que se refiere a cualquier proceso diseñado para incrementar el factor de recuperación o de recobro (RF), complementando los procesos naturales de recuperación del yacimiento (recuperación primaria). El "Sistema de Gestión de Recursos Petrolíferos" (PRMS)4 da la siguiente definición: " Recuperación mejorada es el petróleo adicional obtenido de los yacimientos más allá de la recuperación primaria, al suplementar el desempeño natural del yacimiento. Esto incluye inyección de agua y/o gas, procesos de recuperación secundaria o terciaria, y cualquier otro medio de suplementar los procesos naturales de recuperación del yacimiento". Esta definición se refiere principalmente a lo que solía denominarse recuperación secundaria y recuperación terciaria y se aplica a los yacimientos convencionales y no convencionales. Por lo general se considera que la recuperación mejorada de petróleo (EOR), solo incluye procesos de recuperación terciaria. Esto se ilustra en la Figura 15 Más detalles sobre este concepto se discuten en el artículo de Stosur6.

Algunos ejemplos de procesos IOR incluyen:

• Inyección de agua (para mantenimiento de presión y barrido del petróleo)
• Inyección de gas inmiscible (gas seco, dióxido de carbono, nitrógeno, inyección alterna con agua)
• Inundaciones miscibles (dióxido de carbono, nitrógeno, hidrocarburo, disolvente)
• Redistribución de fluidos en las inmediaciones del pozo (cuando se aplica a los inyectores con el fin de modificar y mejorar los perfiles de inyección)
• Procesos químicos
• Recuperación térmica
• Estimulación de pozos
• Procesos de naturaleza Microbiana (MEOR)

Estos procesos podrían ser apoyados por tecnologías o actividades adicionales dirigidas a  mejorar o estimular  la productividad de los pozos (que no son procesos de IOR), tales como pozos horizontales, levantamiento artificial, fracturamiento hidráulico, estimulación con ácido, etc.

Figura 1.  Definición de Procesos de Recuperación de Petróleo

Más que simplemente "cualquier práctica después de la recuperación primaria", IOR significa la aplicación secuencial y estratégica de la combinación  sistemática de procesos de recuperación para maximizar la vida económica y el factor de recuperación de los yacimientos de petróleo. Esta secuencia de procesos y tecnologías de recuperación debe integrarse en el plan de desarrollo del campo, el cual representa la implementación de estrategias orientadas a alcanzar la máxima recuperación rentable del campo petrolero (Figura 2). Hay pocas publicaciones con descripciones sobre el significado de los planes de desarrollo de campos desde la perspectiva del IOR; sin embargo una referencia muy completa al respecto es el libro escrito por Alvarado y Manrique, publicado en 20107.

Figura 2. Plan de Desarrollo

En este punto es posible introducir la conexión entre IOR, factor de recuperación (también llamado eficiencia de recuperación), plan de desarrollo de campo y reservas.

El PRMS define las reservas como "... aquellas cantidades de petróleo que se prevé puedan ser recuperadas comercialmente mediante la aplicación de proyectos de desarrollo a acumulaciones conocidas desde una fecha determinada en adelante y bajo condiciones definidas". Además de esta definición, se establece que Recursos Contingentes son " Aquellas cantidades de petróleo estimadas, de una fecha dada en adelante, a ser potencialmente recuperadas de acumulaciones conocidas mediante la aplicación de proyectos de desarrollo, pero que no son actualmente consideradas como comercialmente recuperables debido a una o más contingencia.  Los Recursos Contingentes pueden incluir, por ejemplo, los proyectos para los que no hay mercados viables actualmente, o en los que la recuperación comercial depende de una tecnología aún en desarrollo".

Con respecto a la clasificación de los recursos en los procesos de recuperación mejorada, el PRMS especifica claramente en la sección 2.3.4. Recuperación Mejorada,  la importancia de la prueba piloto para la clasificación de los recursos en volúmenes de reservas: “El juicio sobre la comerciabilidad se basa en pruebas pilotos dentro del yacimiento bajo estudio o mediante comparación con algún yacimiento con propiedades de rocas y fluidos análogas y donde se haya aplicado un proyecto conocido de recuperación mejorada comercialmente exitoso”. Es más específico en el párrafo siguiente: “Las recuperaciones incrementales a través de métodos de recuperación mejorada que aún no han sido establecidos a través de aplicaciones comerciales rutinarias exitosas, serán incluidas como Reservas únicamente después de una respuesta favorable de producción del yacimiento bajo estudio de (a) un piloto representativo o (b) un programa instalado, donde la respuesta provea soporte para el análisis sobre el cual está basado el proyecto ". [Énfasis añadido] 

Estas definiciones del PRMS enfatizan la importancia de diseñar e implementar una prueba piloto representativa para permitir el movimiento de Recursos Contingentes a Reservas, o al menos para reducir la incertidumbre dentro de la clase de Recursos Contingentes.

El PRMS define un piloto como: " Una prueba a baja escala o un ensayo de operación que se usa para evaluar la adecuación de un método para su aplicación comercial". Esta definición se puede ampliar para decir que un piloto es un experimento de campo en el que el control y la monitorización de las variables relevantes al proceso son menor que en una prueba a escala de laboratorio, pero mayor que en una operación convencional. Es un medio para estudiar el comportamiento de la respuesta global y la recuperación de un yacimiento expuesto a un proceso dado. Esta respuesta o comportamiento podría extrapolarse a su implementación a nivel de campo, para establecer la viabilidad técnica y económica del proceso de IOR.

Debido a que el PRMS es un conjunto de principios, no proporciona ninguna orientación específica para el diseño de los pilotos. Del mismo modo, mientras que el documento de directrices de aplicación8 discute los usos de los pilotos, no hay detalles sobre los criterios a considerar al diseñar e implementar un piloto.

Gaffney Cline & Associados (GCA) ha visto muchos casos de pruebas pilotos que no logran sus objetivos declarados debido a un diseño deficiente. Este breve artículo resume algunas recomendaciones generales basadas en experiencias prácticas. El propósito es enfatizar la importancia de invertir los recursos apropiados en un diseño adecuado para lograr los objetivos deseados.

I. Diseño e Implementación de Pruebas Piloto para Procesos de Recuperación Mejorada

1. Definición de Objetivos

Antes de comenzar el diseño del proyecto piloto, sus objetivos deben estar claramente definidos. Una prueba piloto debe ser diseñada para cumplir con el propósito de recopilar información sobre parámetros o variables claves que se consideran importantes para comprender y modelar los mecanismos del proceso y su comportamiento y que tendrán un impacto, tanto en la recuperación técnica, como en la economía. Algunos de estos factores se mencionan a continuación:

• Eficiencia de desplazamiento microscópica (capacidad del proceso para reducir la saturación de petróleo residual)
• Eficiencia de desplazamiento volumétrico (capacidad de los fluidos desplazantes (inyectados) para contactar y movilizar el petróleo hacia los pozos productores)
• Interacciones entre el fluido de desplazamiento y las rocas y fluidos del yacimiento
• Relación de fluidos inyectados a producidos
• Inyectividad en la formación
• Factor de recuperación
• Aspectos operacionales
• Riesgos potenciales para la implementación a nivel de campo
• OPEX y CAPEX

2. Caracterización del área piloto

Muchas veces se ha atribuido a la tecnología el fracaso de la implementación del proceso IOR / EOR, pero un análisis más profundo muestra que la causa principal ha sido un escaso entendimiento de las complejidades geológicas y petrofísicas del yacimiento. Debe prestarse especial atención a una descripción geotécnica adecuada de la zona piloto con el fin de construir un modelo geológico y dinámico de la condición real del yacimiento a evaluar. Se necesita una adecuada comprensión de las siguientes características del yacimiento:

• Contactos de fluidos (gas-petróleo y petróleo-agua)
• Barreras al flujo tales como fallas o características sedimentarias
• Áreas de alta permeabilidad y flujo preferencial
• Presiones (punto de burbuja, inicial e  históricas)
• Descripción del estado actual de la saturación de fluidos en el yacimiento
• Descripción de las condiciones físicas y químicas de los fluidos del yacimiento (ensayos PVT del petróleo, viscosidad y composición del petróleo, agua y gas, etc.)
• Continuidad entre inyectores y productores
 

El conocimiento inadecuado de estos factores hará difícil o imposible interpretar los resultados del piloto.

3. Ubicación del área piloto

El área piloto debe ser "representativa del campo", lo que implica un compromiso entre las áreas más prolíficas y las menos favorecidas, la primera dando resultados demasiado optimistas y la segunda potencialmente conduciendo al fracaso del proceso. Como se indica en el PRMS9, para la definición de análogo: "Se definen como yacimientos análogos a aquellos con características similares que incluyen, pero no limitadas a, profundidad aproximada, presión, temperatura, mecanismo de empuje del yacimiento, contenido original de fluido, gravedad del fluido del yacimiento, tamaño del yacimiento, espesor bruto, espesor neto, relación de neto a bruto, litología, heterogeneidad, porosidad, permeabilidad, y plan de desarrollo. Los yacimientos análogos son formados por los mismos procesos, o muy similares, en términos de sedimentación, diagénesis, presión, temperatura, historia química y mecánica y deformación estructural…". La regla general10 es que "Las propiedades del yacimiento no deben ser en su conjunto, más favorables en el análogo que en el yacimiento de interés". Por lo tanto, el área piloto debe ser representativa del área del campo a ser sometida al proceso IOR (área del proyecto a escala de campo) para permitir una extrapolación representativa de sus resultados al proyecto a escala de campo. Dicha extrapolación debe tener en cuenta la diferencia en los niveles de control y monitoreo en el piloto versus aquellos que se implementarán durante el proyecto a escala de campo.

4. Pozos de observación

La realización de una prueba piloto es un compromiso entre la necesidad de información en el menor tiempo posible y la representatividad de los resultados. A medida que se reduce el espaciado entre inyector y productor, se condensa la vida útil de la prueba, lo que es positivo en términos de captura de datos, pero la eficiencia volumétrica podría incrementarse, resultando en mayores recuperaciones de lo que sería alcanzable con mayor espaciamiento en el proyecto de campo completo, lo cual podría conducir a un falso optimismo.

Los pozos de observación proporcionan información importante en un tiempo relativamente corto (meses en lugar de años) y a veces continuamente (monitorización de la temperatura, presión u otros parámetros en tiempo real), por lo que se usan comúnmente en pruebas piloto de procesos de recuperación mejorada. Normalmente se sitúan entre el 30% y el 50% de la distancia inyector-productor para pozos verticales con la finalidad de captar información sobre el movimiento del frente del fluido inyectado, como se muestra en el ejemplo de la Figura 3. Sin embargo, la ubicación y el número de pozos observadores dependerán de la arquitectura del arreglo de pozos productores-inyectores, por lo que se recomienda utilizar herramientas de simulación numérica para definir la colocación óptima. La importancia de una caracterización apropiada en el área piloto, como se ha enfatizado anteriormente, se hace más importante para la correcta ubicación de los pozos de observación. La terminación de los pozos observadores podría ser diferente de los pozos del arreglo productores-inyectores; por ejemplo, podría considerarse el uso de fibra de vidrio como material para el revestidor, de manera tal que permita la toma de registros eléctricos.

Figura 3.  Ejemplos de Arreglos con Pozos Observadores

5. Condición de funcionamiento de los pozos

Un pozo de producción defectuoso puede tener consecuencias desastrosas sobre la tasa de recuperación. Un pozo de inyección defectuoso podría producir una interpretación errónea de la inyectividad y / o dar como resultado el fracaso de la prueba piloto. Por estas razones, es crucial asegurar el estado mecánico y las condiciones operacionales apropiadas de cada uno de los pozos antes de iniciar el piloto.

6. Establecimiento de la línea base

Es imprescindible establecer con suficiente claridad una línea base de producción antes de iniciar la implementación del proceso, para permitir así la posterior interpretación de la prueba (muchas pruebas piloto fallan en este punto). Debe haber un comportamiento de la producción de cada uno de los pozos del área de la prueba que se pueda extrapolar con cierta confianza; en otras palabras, el comportamiento del yacimiento debe ser establecido justo antes de la aplicación del proceso, para minimizar así las dificultades de interpretación debido a factores no considerados como provenientes exclusivamente de la acción del proceso en estudio. Algunos puntos a considerar son:

• Tasas de producción / inyección
• Sistemas de levantamiento artificial
• Intervenciones para los pozos del área de la prueba.
• Condiciones operativas de las instalaciones de superficie, como compresores, bombas, válvulas, equipos de medición de fluidos, etc.

En general, cualquier alteración en el estado operacional normal del sistema significa complicaciones en la interpretación final de los resultados del piloto.

7. Recopilación de datos

El operador debe prestar mucha atención a la recolección y análisis de todos los datos necesarios, ya que éste es el objetivo final de la prueba: presiones,  temperaturas, saturaciones, velocidades, volúmenes y composición química de los fluidos producidos e inyectados, presiones de inyección, comportamiento de las facilidades de producción e inyección, toma de núcleos, etc.

8. Análisis de resultados y su escalamiento

Para facilitar la interpretación y el análisis de los resultados, se recomienda la construcción de un modelo de simulación numérica del área piloto. El modelo se utilizará para diseñar la prueba y luego se debe ajustar de acuerdo con los resultados para diseñar el proceso a escala de campo. Se recomienda considerar las siguientes actividades:

• Construcción de un modelo dinámico del área piloto
• Evaluación numérica de parámetros críticos
• Especificación de parámetros ideales para pruebas de campo
• Diseño del piloto
• Desarrollo del protocolo para la operación del piloto
• Desarrollo del protocolo de monitoreo

Los modelos numéricos actuales no poseen la capacidad suficiente para predecir con exactitud los escenarios complejos sobre las interacciones de fluidos o fluido-roca debido a efectos de incompatibilidad con ciertos minerales, precipitación de asfáltenos o parafina, reacciones químicas, pérdidas de calor, adsorción de productos químicos inyectados como polímeros, etc. Lograr un mejor entendimiento de estos fenómenos requiere de análisis detallados complementarios, hechos por grupos multidisciplinarios especializados que integren la información de todas las fuentes: estudios de campo, laboratorio, piloto, etc. Se recomienda considerar las siguientes actividades:

• Recopilación y análisis de los datos obtenidos del piloto (en tiempo real)
• Calibración del modelo numérico a escala piloto
• Evaluación económica de la expansión del proyecto piloto
• Enumeración y clasificación de variables de riesgo
• Calibración y ajuste del modelo de simulación para utilizarlo en el escalamiento de la prueba piloto al proyecto comercial a nivel de campo

Finalmente, el diseño de una prueba piloto debe proporcionar alguna medida de "escalabilidad de resultados". Esto es factible si se cumplen ciertas condiciones de la prueba piloto en la aplicación a escala comercial:

• Las propiedades de los fluidos y del yacimiento y los valores de las variables principales son razonablemente similares
• El comportamiento de la producción y las variables fundamentales durante la prueba piloto no deben diferir significativamente de los esperados o predeterminados, con  las herramientas de modelización física y matemática utilizadas para diseñar la misma. Esto dará cierto grado de confianza en el diseño del proyecto comercial utilizando las mismas herramientas calibradas

9. Análisis económico

El análisis económico es fundamental para determinar la viabilidad comercial del proceso bajo evaluación. Es necesario identificar los parámetros técnicos críticos que rigen la rentabilidad. Una prueba piloto podría terminar con la conclusión de que, si bien el proceso puede producir más petróleo, la misma resultó en un flujo de caja negativo. En tal caso, el operador evitará una costosa inversión en la expansión del proceso y tendrá la oportunidad de buscar otras alternativas para aumentar las reservas de hidrocarburos.

10. Reservas

Una vez finalizada la prueba piloto, la mayoría de las interrogantes relacionadas con la viabilidad técnica y económica del proceso IOR deberían haberse abordado. La decisión de proceder con un proyecto comercial se basa en una evaluación favorable del proceso y su potencial económico. Los volúmenes recuperables asociados con el proyecto comercial pueden re-clasificarse de recursos contingentes a reservas cuando se hayan cumplido los requisitos apropiados, tal como señala el PRMS en su sección 2.3.4:

"Los proyectos de recuperación mejorada deben satisfacer los mismos criterios de comerciabilidad de reservas, considerados para los proyectos de recuperación primaria. Debería haber una expectativa de que el proyecto será económico y que la entidad se comprometerá a implementar el proyecto en un plazo razonable (generalmente dentro de 5 años; cualquier demora que pueda surgir se debe justificar claramente )".

Más adelante en la misma sección:

"Estas recuperaciones incrementales en proyectos comerciales se categorizar como Reservas Probadas, Probables, y Posibles basado en la certeza derivada del análisis de ingeniería y aplicaciones análogas en yacimientos similares".

La prueba piloto se convierte en el análogo para el resto del campo. Sin embargo, dado que los parámetros del campo a menudo difieren de los de la zona piloto, normalmente es apropiado asignar un volumen razonablemente cierto a las Reservas Probadas, asignando el resto de la recuperación proyectada  a Reservas Probables y / o Posibles.

II. Referencias recomendadas

Para obtener información adicional sobre este tema, existen muchos artículos técnicos con casos reales y las mejores prácticas para las pruebas piloto IOR / EOR, en la literatura de SPE (Society of Petroleum Engineers) Como ejemplo, el autor de este artículo participo en un equipo IOR de PDVSA (Petróleos de Venezuela SA) para una prueba piloto.. Este piloto se realizó en el área del Lago de Maracaibo entre los años 2000 y 2003 con el objetivo de investigar la factibilidad de incrementar el factor de recuperación de los campos petrolíferos lacustres maduros, aplicando el proceso de Inyección de Agua y Gas Alternada (WAG). El diseño de la prueba piloto integró la mayoría de las recomendaciones mencionadas anteriormente. Se realizó un estudio del yacimiento del área piloto para construir modelos geológicos y de simulación numérica e integrar los resultados de las pruebas de laboratorio. Se utilizaron corridas preliminares para estimar los parámetros principales de la prueba piloto, tales como las tasas de inyección, la relación WAG (proporción gas / agua), tiempo de respuesta, etc. Después de la implementación del piloto, cada ciclo de inyección fue cuidadosamente monitoreado usando la tecnología de trazadores químicos para el gas y el agua, lo cual que permitió una mejor comprensión de la eficiencia del proceso estudiado. Los detalles de esta prueba se pueden encontrar en las siguientes referencias:

• Alvarez C., Manrique E., Alvarado V., Saman A., Surguchev L. Eilertsen T. “WAG Pilot at VLE field and IOR opportunities for mature fields at Lake Maracaibo”. SPE 72099. SPE Asia Pacific Improved Oil Recovery. Malaysia. 2001.
• Hernandez C., Alvarez C., Saman A., De Jongh A., Audemard N. “Monitoring WAG Pilot at VLE Field Lake Maracaibo by Perfluorocarbon and Fluorined Benzoic Acid Tracers”. SPE-75259, 2002.

Figura 4. Prueba Piloto WAG en el Lago de Maracaibo (Ref. SPE-72099)

Un excelente ejemplo fue publicado por Petroleum Development Oman (PDO) en 2014. El documento presenta una metodología de estimación de reservas de petróleo después de una exitosa prueba piloto de inundación con polímeros. Los autores abordan la cuestión de las reservas incrementales de petróleo atribuidas al proceso IOR basadas en las definiciones del PRMS, el cálculo del POES (Petróleo Original en Sitio) de los arreglos de pozos y el rango de factores de recuperación extrapolados de diferentes fuentes (simulaciones numéricas, piloto, pruebas de desplazamientos en núcleos y técnicas analíticas de análisis).

• F. S. Al-Saadi, H. A. Al-Subhi, H. Al-Siyabi, Petroleum Development Oman. “Recovery Factor Estimation in EOR Polymer flood Project: Field Case”. SPE-169694-MS, 2014

Sobre el tema de la recolección de datos para una prueba piloto, el documento preparado por la Kuwait Oil Company y publicado por la SPE en 2016 es una buena referencia. El trabajo describe la vigilancia de los principales parámetros como temperatura, presión, saturación, etc., para un piloto de Estimulación Cíclica con Vapor  (CSS) en un yacimiento de petróleo pesado en Kuwait. Las herramientas y la metodología implementadas se describen exhaustivamente junto con una explicación completa de la prueba:

• Shaikha Al-Ballam, Hussain Al-Dashti, Dharmesh  C. Pandey, Abdulla Al-Ballan and Wleed K. Al-Khamees, Kuwait Oil Company (KOC). “Well Surveillance Operation and Data Analysis in Thermal Viscous Crude Project in Kuwait-A Case Study. SPE-179058-MS, 2016.

Es importante mencionar tres notables publicaciones de la SPE relacionadas con recomendaciones para el óptimo diseño de pruebas piloto (con las cuales se ha enriquecido el presente artículo):

• G.F. Teletzke, R.C. Wattenbarger and J.R. Wilkinson, “Enhanced Oil Recovery Pilot Testing Best Practices”, SPE 118055, 2008.
• B.L. Adibhatla, R. C. Wattenbarger, “Staged Design of and EOR Pilot”, SPE IPTC 13346, 2008.
• Hoffman B. Todd and John G. Evans. “Improved Oil Recovery IOR Pilot Projects in the Bakken Formation”. SPE-180270-MS.

Esta última referencia recomendada (Todd y Evans) es uno de los artículos de SPE más recientes e interesantes sobre las pruebas piloto en yacimientos no convencionales. Los autores resumen y analizan los resultados de las pruebas piloto de IOR realizadas en el Bakken en el transcurso de los últimos ocho años y además presentan metodologías para la implementación de pruebas futuras. En el presente, la implementación de los procesos de IOR en yacimientos no convencionales (específicamente en “shale places”) se encuentra en una etapa muy temprana, pero tiene el potencial de recuperar volúmenes adicionales sustanciales de petróleo de los depósitos maduros no convencionales. El trabajo presentado por Tovar y colaboradores, representa un buen ejemplo de esfuerzos experimentales recientes enfocados en esta área:

• Francisco D. Tovar, Øyvind Eide, Arne Graue and David S. Schechter “Experimental Investigation in Enhanced Recovery in Unconventional Liquid Reservoirs using CO2: A Look Ahead to the Future of Unconventional EOR”.  SPE-169022-MS. 2014.

Todos estos artículos pueden obtenerse en la librería de la Sociedad de Ingenieros Petroleros (SPE): www.onepetro.org

Reconocimientos

El autor desea expresar su agradecimiento por la colaboración recibida de parte de ejecutivos y especialistas de Gaffney, Cline & Associates (GCA) en la preparación del presente artículo: Rawdon Seager, Robert George, Alberto Finol y Ian Dunderdale.

Referencias bibliográficas citadas en el presente articulo

[1] El presente artículo es una traducción de la versión original en idioma Ingles

[2] Alain Labastie. “Increasing Recovery Factors: A Necessity”. JPT August 2011

[3] B. Todd Hoffman “Comparison of Various Gases for Enhanced Recovery from Shale Oil Reservoirs”. SPE-154329. 2012

[4] 2007: SPE/WPC/AAPG/SPEE Petroleum Resources Management System (PRMS)

[5] Weghorn R., Quintero L. EOR Internal Webinar”. Baker Hughes Incorporated, August, 2013

[6] Stosur G. “The Alphabet Soup of IOR, EOR and AOR: Effective Communication Requires a Definition of Terms”. SPE-84908. 2003

[7] Alvarado V., Manrique E. “Enhanced Oil Recovery: Field Planning and Development Strategies”. Editorial ELSEVIER, 2010

[8] 2011: SPE/WPC/AAPG/SPEE/SEG Guidelines for Application of PRMS

[9] Capítulo 4.1.1

[10] SEC “Modernization of Oil and Gas Reporting”, 210.4-10 (a) (2).

Authors

Reservas Asociadas a Proyectos IOR/EOR: Recomendaciones para Diseño Optimo de Pruebas Piloto

Carlos Alvarez

Senior Advisor: IOR/Reservoir Engineering - Carlos.Alvarez2@gaffney-cline.com

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