La tecnología Solar EOR actualmente desempeña un papel importante en la combinación de tecnologías EOR para procesos de recobro térmico con inyección continua de vapor; dado que, en lugar de quemar gas natural para producir vapor, Solar EORinvolucra el uso de la tecnología de concentración de energía solar (CSP) para producir vapor. El mecanismo de operación consiste en instalar espejos parabólicos protegidos por un invernadero, que reflejan y concentran la luz solar en los receptores que recogen energía solar y luego la convierten en calor. El calor se usa para producir vapor del agua; Solar EOR puede generar la misma calidad y temperatura de vapor como gas natural. En Colombia existen zonas de interés en donde se encuentran campos petrolíferos que cumplen los criterios de las propiedades petrofísicas de fluidos y del yacimiento, así como la irradiación normal directa (DNI) necesaria para la instalación de esta tecnología, por lo tanto, el uso de Solar EOR podría reducir la demanda que se requiere de gas natural para EOR, que puede redirigirse a otras actividades económicas tales como generación de energía, desalinización de agua y como materia prima y energía para procesos industriales. El presente trabajo busca seleccionar los campos candidatos para la aplicación de esta tecnología

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En las últimas décadas la recuperación terciaria, especialmente en la que intervienen productos químicos, ha sido materia de investigación por la academia y la industria, su capacidad para reducir la saturación de petróleo residual (Sor) e incrementar el factor de recobro de un yacimiento, le hacen ser un método altamente atractivo y objeto de inversión. La identificación de campos análogos es un paso importante en la planificación de un proyecto CEOR por sus siglas en inglés (Chemical Enhanced Oil Recovery), especialmente cuando existe a nivel mundial poca información de campos costa afuera que hayan implementado este tipo de métodos. Este artículo propone y evalúa una metodología con la finalidad de establecer si un campo costa afuera ubicado en la cuenca de Santos, Brasil; es un buen candidato o no para ser sometido a inyección de polímeros. La metodología propuesta se define de cuatro pasos: procesamiento de datos recopilados de la búsqueda de información a nivel mundial, selección de campos análogos con base en el screening propuesto por Paris de Ferrer (2001), uso de un modelo estadístico y clasificación de similitud. En primera instancia se realiza un análisis y procesamiento de la base de datos disponible de los campos costa afuera que han implementado la técnica, seguidamente se identifican las principales propiedades de roca y fluido que describen cada campo. Posteriormente, las propiedades del campo objetivo y los encontrados en la base de datos son comparados por medio de un modelo estadístico y finalmente se procede a la clasificación, a través de una ponderación según su analogía respecto al campo objeto de estudio.

Well test interpretation is an important tool for reservoir characterization. There exist four methods to achieve this goal, which are as follows: type-curve matching, conventional straight-line method, non-linear regression analysis, and TDS technique. The first method is basically a trial-and-error procedure; a deviation of a millimeter involves differences up to 200 psi and the difficulty of having so many matching charts. The second one, although very important, requires a plot for every flow regime, and there is no way for verification of the calculated parameters, and the third one has a problem of diversity of solutions but is the most used by engineers since it is automatically made by a computer program. This book focuses on the fourth method that uses a single plot of the pressure and pressure derivative plot for identifying different lines and feature for parameter estimation. It can be used alone and is applied practically to all the existing flow regime cases. In several cases, the same parameter can be estimated from different sources making a good way for verification. Combination of this method along with the second and third is recommended and widely used by the author. TDS technique is quite versatile. The user finds the different flow regimes and, then, draws a line through it. From an arbitrary point on each flow regime, a given parameter can be calculated. Besides, the intersection point between the extrapolated flow regimes, although do not have a physical meaning, is excellent to find another reservoir parameter or the verification of others. For instance, well-drainage area can be readily estimated from the intersect point formed between the radial flow regime and the late pseudosteady state period. Every time someone starts working using TDS technique, he or she never stops. The reader is invited to give it a try.

En este artículo se implementa la técnica de síntesis directa de Tiab (TDS) con el propósito de caracterizar un yacimiento contope y base abiertos al flujo, en el cual se encuentra un pozo completado parcial o completamente. Para el desarrollo de dicho propósito se hace uso de un programa comercial, a través del cual se simulan pruebas de declinación de presión en un yacimientobajo las condiciones anteriormente mencionadas. Durante las pruebas simuladas se varían diversos parámetros como lo son:la anisotropía, la penetración, el espesor de la zona de interés y la distancia a las fronteras del intervalo completado. A partirde los resultados arrojados por el software comercal e mplementando la técnica de síntesis directa de Tiab, se identificanregiones características sobre la erivada de presión para posteriormente determinar correlaciones que permiten realizar cálculosde anisotropía y así lograr, en cierta medida, la caracterización del yacimiento. Las expresiones desarrolladas se probaronsatisfactoriamente con ejemplos simulados.