Charlas - Programa
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
| |
 |
SOCIEDAD VENEZOLANA DE INGENIEROS DE PETRÓLEO
SVIP
| Próxima charla |
| Miércoles 9 febrero 2011 Conferencia Magistral - Distinguished Lecturer "Nueva Tecnología de Recuperación de Crudos Pesados para Mejorar el Rendimiento y Minimizar el Impacto Ambiental" David Hin-Sum Law, Heavy Oil Technical Director, Schlumberger North America Lugar: Salón Europa Mezanina Hotel Paseo Las Mercedes - Caracas Abstract: Since there are many types of heavy oils (API < 22.3°) with viscosities ranging from hundreds to millions centipoises, different recovery processes can be applied. Steam-based thermal recovery processes such as, cyclic steam stimulation (CSS), steam flooding and steam assisted gravity drainage (SAGD) are most extensively used. These thermal processes are energy intensive and face the challenges of reducing greenhouse gas emission and water usage for steam generation. In addition, traditional CSS and steam flooding also have significant impact on the environmental footprint because of the use of vertical wells with small spacing, very often less than 10 acres. The first part of the presentation will briefly describe the steam-based thermal recovery processes, in terms of recovery efficiency and environmental impact. The second part of the presentation will describe a new heavy oil recovery technology which has been developed not only to maximize the performance but also to minimize the environmental impact. Replacing vertical wells with horizontal (e.g., SAGD) or multi-lateral wells can reduce the surface footprint. On the other hand, replacing steam with solvent for oil viscosity reduction can reduce greenhouse gas emission and water usage. However, solvent-only processes have very slow oil production rate when compared with steam-only processes. The newly developed hybrid steam-solvent process with solvent co-injected with steam synergizes the advantages of steam- only and solvent-only processes to improve oil rates and steam-oil ratio (SOR) resulting in the reduction of greenhouse gas emissions and water usage. Theoretical feasibility of the new technology has been successfully proven with both laboratory and numerical studies. There is evidence from field pilot tests that this technology is also a technical success. There is continuous improvement on heavy oil recovery technologies to meet the challenges of environmental and economic issues Sinopsis: Puesto que hay muchos tipos de crudos pesados (API<22.3), con viscosidades de cientos a millones de centiposes, hay muchos tipos de procesos de recuperación posibles. Los procesos térmicos de recuperación basados en vapor de agua, tales como inyección alternada (IAV), inyección continua (ICV) y drenaje por gravedad asistido con vapor (DGAV) son los que más se usan. Estos procesos térmicos son intensivos en el uso de energía y se enfrentan al gran reto de reducir las emisiones de efecto invernadero y al uso masivo de agua para la generación de vapor. Además, IAV e ICV también tienen gran impacto ambiental por el uso de gran número de pozos verticales con poco espaciado, a menudo menor de 10 acres. La primera parte de la charla describirá brevemente los procesos térmicos basados en vapor en términos de eficiencia de recobro e impacto ambiental. La segunda parte describirá un nuevo proceso de recuperación que ha sido desarrollado no solo para aumentar el rendimiento, sino también para minimizar el impacto ambiental. El reemplazo de pozos verticales por horizontales (P.E DGAV) o multilaterales puede reducir el impacto en el uso del espacio superficial. Por otro lado, reemplazando el vapor con solventes para reducir la viscosidad del crudo puede reducir las emisiones de CO2 y el uso de agua. Sin embargo, el uso de solo solventes tiene tasas de producción de crudo muy bajas comparadas con las de vapor El nuevo proceso híbrido, vapor-solvente, con solvente inyectado junto con el vapor, aprovecha conjuntamente las ventajas del vapor y del solvente mejorando la relación petróleo/vapor y las tasas de producción, al mismo tiempo que reduce las emisiones de efecto invernadero y el uso de agua para vapor. La factibilidad teórica de la nueva tecnología ha sido verificada exitosamente en el laboratorio y numéricamente. Los pilotos de campo han arrojado evidencias de que este proceso es un éxito técnico. Hay un proceso continuo de mejoramiento de las tecnologías de recuperación de crudo pesados para enfrentar los retos ambientales y económicos Biography: David Law is currently the Schlumberger Heavy Oil Technical Director in North America with offices in Alberta Canada, at both the Edmonton DBR Technology Centre and the Calgary Heavy Oil Regional Technology Centre. He has more than 20 years experience in the development of recovery technologies of heavy oil and bitumen, with more than 100 publications as principal or co-author in refereed journals and conference proceedings. Before joining Schlumberger in 2005, he worked, for 18 years, at the Alberta Research Council (ARC) in Edmonton, holding the positions of Reservoir Simulation Group Leader and Thermal Gravity Strategy Area Leader in the last few years. He holds a B.Sc., National Taiwan University, Taipei, and M.Sc. and Ph.D., University of Alberta, Edmonton, all in Chemical Engineering. He is a registered PE with the Association of Professional Engineers, Geologists and Geophysicists of Alberta (APEGGA) and a member of the Society of Petroleum Engineers (SPE) Biografía: David Law es actualmente el Director de Crudos Pesados para norte América de Schlumberger, con oficinas en Alberta, Canadá, tanto en el Centro de Tecnología DBR de Edmonton como en el Centro Regional de Crudos Pesados de Calgary. Tiene mas de 20 años de experiencia en el desarrollo de tecnologías de recuperación de crudos pesados y bitumen. Es autor o coautor de 100 artículos en revistas arbitradas y congresos técnicos. Antes de ingresar en Schlumberger trabajó durante 18 años en el Alberta Research Council (ARC) en Edmonton, ocupando posiciones de líder del grupo de simulación de yacimientos y, en los últimos años, como líder del área de estrategias térmicas. Tiene Bs. de la Universidad Nacional de Taipei (Taiwán), MSc y Ph.D de la Universidad de Alberta, Edmonton, todos en Ingeniería Química. Es un Ingeniero Certificado por la Asociación de Ingenieros Certificados, Geólogos y Geofísicos de Alberta (APEGGA en ingles) y miembro de la SPE |
| Charlas 2011 |
| "Understanding of Fluid Flow and Recovery Mechanisms Leads to Technology Applications for Improving Well Productivity and Reservoir Ultimate Recovery" Tecnológicas para Aumentar la Productividad por pozo y el Recobro Final"
Lugar: Salón Europa Mezanina Hotel Paseo Las Mercedes - Caracas Abstract: The pre-requisite for an optimum field development starts with an understanding of the fluid flow mechanisms in the reservoir. This understanding is an evolution that requires an in-depth knowledge of the geological attributes, in-situ reservoir fluids interaction and skillful analyses of information which could come in with conflicting and diverging pictures. Using a case example from some of the largest carbonate oil fields in the Middle East, the paper presents the evolution over time of careful observation of well behaviors, and reservoir performance analyses from an immense collection of data taken in one of the world largest carbonate oil reservoirs There are three main paths of fluid flows in the reservoir as they are listed in increasing order of their impacts on water breakthrough: matrix, super-permeability layers (super-K), and fracture swarms/large scale faults with the latter two being the most influential. The paper will discuss the evolution of this understanding over time as evidence, captured by improved technology and analyses, and through the tremendous improvement in advance computational techniques, pointed toward the super-K being the secondary medium with the fracture swarms or corridors taking over as the role of the main conduit in the reservoir which, blessed with excellent matrix permeabilities, gradually understood to be a “reservoir with fractures and not a fractured reservoir” The paper also discusses the impact of this understanding related to the recovery mechanisms in the reservoir with respect to viscous, gravity, and imbibitions forces. Based on this understanding, the paper will discuss how technologies can be deployed in terms of advanced well completion and re-completion practices in horizontal, multi- lateral with active and passive down-hole control capability, ready to turn the knowledge into beneficial endeavors in an effort to optimize the field development and improve oil recovery Sinopsis: El pre requisito para el óptimo desarrollo de un campo comienza con la comprensión de los mecanismos de flujo de fluidos en el yacimiento. El desarrollo de esta comprensión requiere un conocimiento a fondo de los atributos geológicos, de la interacción in situ de los fluidos del yacimiento y del análisis inteligente de la información que pudiera prestarse a interpretaciones contrapuestas. Mediante el uso de un ejemplo de campo de alguno de las yacimientos de carbonatos más grandes del Medio Oriente, la charla presenta la evolución en el tiempo de la observación cuidadosa del comportamiento de los pozos y del análisis del comportamiento del yacimiento hechos a partir de una inmensa fuente de datos tomados de uno de los yacimientos de carbonatos más grandes del mundo Hay tres trayectorias principales del flujo de fluidos que se mencionan en orden creciente de su impacto en la irrupción de agua: La matriz, Estratos con super permeabilidad (Super K) y grupos de fracturas / fallas de gran tamaño, siendo las dos últimas las más influyentes. En la charla se discute la evolución en el tiempo de esta comprensión en la medida que las evidencias, captadas por tecnologías y análisis mejorados, y mediante tremendas mejoras en avanzadas técnicas computacionales, señalaron a los Super K como el segundo factor y los grupos de fracturas/fallas, o corredores, ocupando el papel de los principales conductos del yacimiento, lo cual, sumado a una matriz de excelente permeabilidad, gradualmente se comprendió que se trataba de un “YACIMIENTO CON FRACTURAS Y NO UN YACIMIENTO FRACTURADO” La charla también discute el impacto de esta comprensión en relación con los mecanismos de recuperación del yacimiento con respecto a las fuerzas viscosas, gravitacionales y de imbibición. Basado en esta comprensión, la charla discutirá como se pueden aplicar nuevas tecnologías de completaciones avanzadas y prácticas de recompletación en pozos horizontales y multilaterales con controles de subsuelo activos y pasivos dispuestos aplicar el conocimiento en acciones beneficiosas que optimizen el desarrollo del campo y mejoren el recobro Biography: Tony Pham holds a 1976 BSc. degree in Petroleum Engineering from Texas A&M University, USA. He has spent most of his career in Reservoir Management and Reservoir Simulation focusing mostly in Ghawar, the world largest oil field, and now is a Sr. PE consultant with Southern Area Reservoir Management Department in Saudi Aramco. He was the lead engineer in the successful 1.2 million Bbls/D Khurais Complex Development and also lead engineer in intelligent field development with smart completion MRC wells in 300,000 Bbls/D Haradh field which won an IPTC award. He has authored/co-authored 18 technical papers on the subjects of field development, reservoir simulation applications, advance completions, residual oil, and oil recovery Biografía: Tony Pham tiene un título de BSC en Ingeniería de Petróleo, Texas A&M 1976. Ha hecho la mayoría de su carrera en Gerencia y Simulación de Yacimientos concentrándose principalmente en Ghawar, el campo petrolero más grande del mundo. Es ahora Consultor Mayor en Ingeniería de Petróleo en la Gerencia de Yacimientos del Área Sur de Saudi Aramco. Fue el Ingeniero Lider del exitoso desarrollo del complejo Khurais de 1,2 MMBLSD, y también el Ingeniero Lider en el Desarrollo Inteligente de campos, con pozos inteligentes MRC, en el campo Haradh, de 300 MBLSD, el cual se ganó el galardón IPTC. Es autor, o coautor, de 18 artículos técnicos en las áreas de desarrollo de campos, aplicaciones de simulación de yacimientos, técnicas avanzadas de completación de pozos, petróleo residual y recobro de petróleo |
| FRONT END LOADING UNA METODOLOGIA PARA EVALUACION Y JERARQUIZACION DE PROYECTOS SU IMPORTANCIA EN PROYECTOS DE EXPLOTACION DE YACIMIENTOS Ing. Claudio Martínez Martes 15 noviembre 2011 Lugar: Auditorio del Colegio de Ingenieros, Los Caobos Caracas RESUMEN La metodología de gestión de proyectos de inversión FEL (front end loading) es una metodología basada en el concepto de portones de aprobación, donde en cada portón se aprueba, o no, el pase a la siguiente etapa. Esta metodología ayuda ahorrar costos y a ejectutar el proyecto a tiempo, ya que cada fase, antes de ser iniciada, debe estar correctamente planificada y aprobada El objetivo es asegurar una Definición documentada del alcance del proyecto, para satisfacer los objetivos del negocio en cuanto a inversión de capital, costos operacionales, tiempo y calidad El FEL de un proyecto se inicia con la identificación de una oportunidad u objetivo de negocio y generación de opciones para su realización (Fase Visualización), continua con la evaluación de las varias opciones y selección de la mejor(Fase Conceptualización) y finalmente su afinación (Fase Definición), hasta que el proyecto está listo para solicitar autorización para su ejecución EXPOSITOR Claudio Martínez es Ingeniero de Petróleo (LUZ 1973), Msc Ingeniería de petróleo (LUZ 1973), PAG IESA (1978). Tiene treinta y ocho años de experiencia en la industria petrolera, en CVP, Maraven y PDVSA en las áreas de producción, operaciones, yacimientos y planificación, en todo el país y costafuera Fue Gerente de Crudos Pesados, Simulación y Explotación del Norte de Monagas, Lider del convenio de asistencia recíproca de crudos pesados con China en Peking, Gerente de Yacimientos de Maraven. Gerente de Caracterización de yacimientos en PDVSA y Presidente e PetroUCV Tiene experiencia docente, pre y postgrado UCV y en el antiguo CIED. Actualmente es jubilado de PDVSA y se desempeña como consultor nacional e internacional |
| Será anunciada oportunamente |