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RESUMEN:El uso de los fluidos de perforación (FP) en las operaciones de campo, ocasiona diversos problemas entre los que se encuentran daños a la formación, pérdidas por circulación y formación de una retorta que en caso de ser permeable y gruesa, puede ocasionar inestabilidad en las paredes del pozo, atascamiento de tubería e hinchamiento de formaciones de arcillas en el caso de fluidos del tipo base agua (WBM, por sus siglas en inglés). Con el objetivo de minimizar los problemas asociados a la inyección de FP, se propuso la evaluación de una modificación del FP convencional base agua que incluye el uso de nanopartículas funcionalizadas a diferentes concentraciones. La funcionalización de las nanopartículas se realizó mediante la técnica de impregnación incipiente. Las nanopartículas vírgenes fueron caracterizadas por adsorción de nitrógeno a 77 K y difracción de rayos X (DRX). Los FP se evaluaron a partir del estudio reológico, la medición de propiedades físico-químicas (densidad y pH), y mediante la prueba de filtrado API (American Petroleum Institute: API, por sus siglas en inglés) que sigue la norma API 13B-1. Los fluidos de perforación presentaron un comportamiento reológico no newtoniano independiente del tiempo, al igual que los FP modificados con el uso de nanopartículas. La densidad (8.5 lbm/gal) y el pH se mantuvieron constantes después de la adición de nanopartículas. Las nanopartículas de sílice funcionalizadas con carboximetilcelulosa (CMC) fueron las que mostraron los mejores resultados basados en las pérdidas de filtrado y en la reducción del espesor de la retorta. Los resultados obtenidos con CMC en sílice fueron los siguientes: reducciones en las pérdidas de filtrado y en la retorta de 23% y 70%, respectivamente. En los resultados también se observó que las nanopartículas de sílice no generan efectos adversos sobre las propiedades del FP, tales como densidad, viscosidad y pH. Otra característica importante de las nanopartículas de sílice son los grupos silanol (SiOH) que actúan como centros de adsorción, lo que permite su funcionalización con CMC y favorece el desarrollo de sus propiedades viscosificantes en los FP.Palabras Clave: Fluido de perforación, nanopartícula, sílice, retorta, permeabilidad, pérdida de filtrado.ABSTRACT: Using drilling fluids (DF) in field operations is associated with several problems including formation damage, lost circulation and the formation of a mudcake. High permeability of the mudcake causes instability in wellbore, pipe sticking and swelling of clay formations in the case of Water Based Muds (WBM). In order to minimize some of these associated problems with the use of DF, a new fluid is proposed by inclusion of four different functionalized nanoparticles in a WBM at different concentrations. The functionalization of the nanoparticles was performed by incipient impregnation technique. Virgin and functionalized nanoparticles were characterized by nitrogen adsorption at 77 K (physisorption) and X-ray diffraction (XRD). Bentonitic WBM were evaluated (with a consta...

This paper presents the results about using a methodology that combines two artificial intelligence (AI) models to predict the oil, water and gas production in a Colombian petroleum field. By combining fuzzy logic (FL) and artificial neural networks (ANN) a novelty data mining procedure is implemented, including a data imputation strategy. The FL tool determines the most useful variables or parameters to include into each well production model. ANN and FIS (fuzzy inference systems) predictive models identification is developed after the data mining process. The FIS models are capable to predict specific behaviors, while ANN models are able to forecast an average behavior. The combined use of both tools under few iterative steps, allows to improve forecasting of well behavior until reach a specified accuracy level. The proposed data imputation procedure is the key element to correct false or to complete void positions into operation data used to identify models for a typical oil production field. At the end, two models are obtained for each well product, conforming an interesting tool given the best accurate prediction of fluid phase production.

Los procesos de recobro térmico se constituyen en una técnica eficiente y comúnmente aceptada para la explotación de los yacimientos de crudo pesado. El aumento de la temperatura del medio poroso como resultado de la inyección de vapor en los procesos de recobro térmico, reduce en forma significativa la viscosidad del petróleo y hace posible el flujo del mismo hacia los pozos productores. En los últimos años, se han presentado avances tecnológicos que han permitido que tales operaciones estén monitoreadas y que la operación sea más rentable y segura, desde la perspectiva de aseguramiento de la integridad del sistema de flujo en superficie. El aseguramiento de la capacidad de flujo de la formación al igual que la integridad mecánica de la formación productora y las formaciones suprayacentes con los cambios en presión y temperatura promovidos por el proceso de inyección de vapor, es un tema de actual vigencia, dadas sus implicaciones económicas y medioambientales, en especial para yacimientos de crudo pesado a profundidades someras. Por lo tanto, procurar la comprensión correcta de lo que sucede en el yacimiento y las formaciones suprayacentes durante el recobro térmico se ha convertido en un tema de interés para reducir el impacto ambiental de estas operaciones y generar modelos que predicen la producción y el factor de recobro con precisión y fiabilidad. Evidencias experimentales plantean que la productividad y la capacidad de flujo de los pozos afectados por procesos de recobro térmico no sólo dependen del efecto de la temperatura sobre la viscosidad del petróleo pesado, sino que también involucran el efecto de la temperatura sobre las propiedades tanto petrofísicas como mecánicas del medio poroso. Por lo tanto, la comprensión del comportamiento geomecánico y petrofísico de las formaciones geológicas bajo diferentes escenarios de esfuerzos y temperatura es fundamental para modelar los diferentes procesos al interior del yacimiento durante el recobro térmico, y en particular los que determinan la productividad de los pozos y el factor de recobro del proceso. El artículo presenta los resultados de laboratorio acerca del comportamiento de la porosidad y la permeabilidad con la temperatura y el esfuerzo de confinamiento en un medio poroso no consolidado. La evaluación hace uso de núcleos reconstituidos a partir de muestras de formación no consolidadas saturadas con petróleo pesado. Para cada condición de esfuerzo de confinamiento, se realizó el registro del cambio con temperatura del volumen poroso, el volumen total y la permeabilidad de la muestra a diferentes etapas de calentamiento. Los resultados evidencian una dependencia significativa de la permeabilidad y porosidad con el esfuerzo de confinamiento al que se somete el medio poroso. A mayor esfuerzo efectivo de confinamiento, mayor es la reducción de la porosidad y permeabilidad al aumentar la temperatura; mientras que a bajo esfuerzo de confinamiento, se mantiene la tendencia para la permeabilidad pero no para la porosidad del medio poroso.