Maestría en Ingeniería de Petróleos y Gas

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Análisis económico del factor de productividad horas-hombre en las actividades de mantenimiento preventivo a las unidades de bombeo mecánico, pcp y facilidades eléctricas en los pozos productores de campo casabe. Énfasis en gerencia y economía de hid
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Suarez García, Elkin; Calvete González, Fernando Enrique
A pesar de los grandes esfuerzos de las compañías en inversión de maquinaria y equipo, sigue siendo prioritario el factor humano representando un gran costo para el sector hidrocarburo dado que se mantiene como el mejor pago del país. Dentro de las actividades que mantienen la intervención del factor humano, se tienen las de mantenimiento preventivo de los equipos de bombeo mecánico, bombas de cavidad progresiva PCP y facilidades eléctricas que requieren de una búsqueda constante de optimización para que el equipo se encuentre en operación continuamente, prolongando su vida útil y evitando los mantenimientos correctivos para alcanzar su máxima efectividad. Es por esto que por medio del presente trabajo de grado se realiza el análisis de las horas hombre invertidas en las actividades de mantenimiento preventivo en los pozos petroleros de Campo Casabe de la Gerencia de Operaciones de Desarrollo y Producción del Río, evaluándolas por medio de la efectividad global de los equipos (OEE) para poder identificar el tiempo improductivo del equipo y así definir estrategias para su reducción, sin afectar la calidad del mantenimiento con el objetivo de que el equipo esté el mayor tiempo posible en línea generando los barriles de petróleo que hacen más productivo el pozo.
Aplicación del fluido thixsal en recompletamientos de pozos del Campo Provincia de Ecopetrol para disminuir pérdidas de fluido hacia la formación
(Universidad Industrial de Santander, 2018) Acevedo Muñoz, Otoniel; Calvete González, Fernando Enrique; Ferreira Ballesteros, Uriel Fernando
Caracterización de la producción de pozos mediante el uso de pruebas multi-tasa para sistemas de levantamiento artificial por bombeo electrosumergible
(Universidad Industrial de Santander, 2023-04-26) Ruiz Pérez, Ángel David; Calvete González, Fernando Enrique; Montes Páez, Erik Giovany; García Navas, Édison Odilio
El manejo de la producción de pozos de petróleo en la actualidad se enfrenta a diferentes retos en su operación, por lo que debe ser guiado por esquemas de producción bien definidos de acuerdo con las características del sistema de levantamiento instalado y las propiedades del yacimiento. Campo Rubiales, es uno de los campos mayormente desarrollados en Colombia, y debido a los altos cortes de agua en su producción, los costos de levantamiento son mayores día a día; Por esto, es necesario lograr un mayor aprovechamiento de la energía del bombeo electrosumergible, principal sistema de levantamiento en este campo. Este proyecto, presenta una solución en el uso de aplicaciones y soluciones de valor agregado para el manejo de sistemas de levantamiento por bombeo electrosumergible logrando un mayor aprovechamiento de la energía del sistema con la base ya instalada. La adquisición de datos en las pruebas de presión de pozos en producción debe ser segura y confiable, por lo que cualquier interrupción en el registro de la información, constituye una desviación en el proceso de caracterización de la producción del pozo y por consiguiente en el proceso de optimización del sistema. Las aplicaciones de valor agregado y solución garantizan la disponibilidad de los datos de fondo, brindando respaldo en la recolección de las variables a lo largo de la producción y aun cuando el sensor de fondo falle, con el fin de generar una tabla de caracterización del pozo y una posterior optimización en la producción. El concepto de respaldo es extendido a manera de disponer de un sensor virtual de datos relevantes del pozo a diferentes velocidades de bombeo, datos relevantes del pozo como presión de entrada a la bomba, presión de descarga y caudales de producción, son algunos de los parámetros registrados por el aplicativo.
Disminución del deslizamiento en la ESP de los pozos del campo Caño Limón que operan con VFD Robicon, mediante la modificación de las variables eléctricas, para facilitar el incremento de la producción de barriles de fluido por día
(Universidad Industrial de Santander, 2021) Ruiz Castiblanco, Javier Andrés; Calvete González, Fernando Enrique; Cabarcas Simancas, Manuel Enrique; Abaúnza Sepúlveda, Luis José
La producción de hidrocarburos se basa en la migración de fluidos (aceite y agua) hasta la superficie mediante un diferencial de presión entre la formación almacenadora y la superficie o por medio de un sistema de levantamiento artificial. Caño Limón es un campo maduro, donde normalmente no hay suficiente presión en el yacimiento para transportar los fluidos desde el intervalo productor del pozo hasta la superficie, por lo que se utiliza un sistema de levantamiento artificial, este depende de las condiciones del pozo, la mecánica de la formación, la densidad del fluido y la litología, entre los más usados mundialmente se encuentran el bombeo electrosumergible, bombeo mecánico, bombeo por cavidades progresivas, entre otros. Para el campo Caño Limón se utiliza en el 90% de los casos el levantamiento artificial a través de bombas electrosumergibles, el gasto de energía eléctrica debido a este tipo de levantamiento es alto, a la vez que algunos pozos del campo llegan al punto máximo de operación en poco tiempo, lo que genera disminución de la producción de barriles por día, por lo tanto, generar un ahorro de energía eléctrica en las bombas electrosumergibles generara un ahorro monetario y una disminución sobre el impacto ambiental en todo el campo. El objetivo de estudio de este trabajo consiste en realizar una disminución del deslizamiento en los motores de las bombas electrosumergibles mediante la modificación de variables eléctricas, utilizando el variador de frecuencia Robicon, ya que al disminuir el deslizamiento se prevé un aumento en la producción de barriles de fluido por día.
Estrategias para mitigar las principales fallas del sistema de levantamiento artificial por bombeo hidráulico tipo jet que se presenta en los pozos del campo Moqueta
(Universidad Industrial de Santander, 2023-05-16) Avendaño Gallo, Belly Ferney; Calvete González, Fernando Enrique; García Navas, Édinson Odilio; Montes Páez, Érick Giovany
En este trabajo se presentan estrategias que permiten mitigar los principales factores que generan fallas en el sistema de bombeo hidráulico tipo Jet usado en el Campo petrolero Moqueta de la compañía Gran Tierra Energy. Para generar las estrategias, inicialmente se realizó la categorización de los principales modos de falla y fallas presentadas por las bombas de los 11 pozos productores del Campo Moqueta, durante el periodo comprendido entre 2015 y 2021, y se evaluaron los costos económicos y de producción diferida generados por estas fallas, determinado que representan un impacto importante en los costos generales de operación. Los resultados indican que las principales fallas presentadas por las bombas Jet son, en primer, lugar la obstrucción del filtro en fondo, seguido de la cavitación o pérdida de material de la garganta. Una vez analizadas sus causas, haciendo uso del método de los cinco porques y del software de simulación Jet Pump Claw, se presentan dos estrategias: la primera, una barrera mecánica adicional, que permite filtrar en una etapa previa las partículas ajenas a la operación que se presenten en el proceso y la segunda, procedimientos operacionales para reversar y sentar la bomba bajo parámetros seguros que conserven su integridad. Finalmente, se presenta un análisis financiero básico que permite determinar que es viable la implementación de estas estrategias en el Campo Moqueta. Se aclara que la información utilizada para el desarrollo de este trabajo no representa los intereses de Gran Tierra Enery y su uso es con fines netamente académicos.
Estudio de la factibilidad técnica para implementar un completamiento con válvulas de control de flujo en un campo colombiano de la Cuenca de los Llanos Orientales
(Universidad Industrial de Santander, 2024-11-08) Guerrero Nieto, Jonathan; Calvete González, Fernando Enrique; Abaúnza Sepúlveda, Luis José; Ríos, Edwin Felipe
La implementación de completamientos con válvulas de control de flujo (ICV, inflow control valve) podría beneficiar a un campo de la cuenca de los Llanos Orientales, estableciendo menores tiempos para la puesta en producción de pozos con requerimientos de drenado, debido al ajuste de las respectivas aperturas desde superficie para la regulación del perfil de presiones en el pozo. Para el análisis de este completamiento con ICV, una simulación Base fue desarrollada en NETool® con datos de un pozo A del campo en estudio. La simulación fue aplicada en condiciones actuales del pozo A (sin ICV), sin considerar la ESP. Posteriormente, una ICV por formación fue codificada en la simulación, determinando la mejora respecto al caso base. Por último, la ESP fue incluida en la simulación, analizando el perfil de flujo y de presiones conseguido con las ICV. Según los resultados de la simulación del caso base, la presencia de influjos negativos que disminuyen la producción de crudo son característicos de la operación del pozo. La inclusión de tres ICV, una por formación, condujo a la verificación de la eliminación de influjos negativos para condiciones de presión en fondo de pozo de hasta 800 psi. De igual manera, las aperturas de las ICV recomendadas, según análisis de resultados de simulación, corresponden a ICV K2=3, ICV K1=3 y ICV T2=10. Por último, según la simulación del pozo A con la ESP y las tres ICV, la producción de crudo se eleva 37% comparado con los históricos del pozo, mostrando la factibilidad técnica de la implementación de las válvulas de control de flujo.
Modelo de evaluacion financiera para la implementacion de proyectos de produccion incremental en el campo castilla
(Universidad Industrial de Santander, 2019) Perez Hernandez, Rafael Eduardo; Calvete González, Fernando Enrique
La evaluación de proyectos de producción incremental en el campo Castilla requiere de herramientas que permitan asegurar una estimación efectiva de la generación de valor del activo. Para el caso del campo Castilla en particular, se genera una herramienta que permite por primera vez incorporar las variables operativas y financieras en un modelo de evaluación integral de proyectos, el cual de forma optimizada captura las premisas necesarias para realizar el análisis y valoración de casos de negocio de proyectos de producción incremental. La integración de la parte operativa y financiera en una misma herramienta de valoración de negocios denominada P.I.O. (Petroleum Investment Oracle), con la ayuda de la simulación de Montecarlo en el marco del modelo integrado de proyección de valor conformado por: el modelo de restricción operativo, el modelo de eliminación de pérdidas y el modelo de evaluación económica, permite a los tomadores de decisión y a los ingenieros del campo en todos los niveles plantear y evaluar de manera confiable las iniciativas de aumento de producción y desarrollo de reservas que son la base fundamental de la generación de valor en los campos de crudo, en especial de crudo pesado como es el caso del campo Castilla lo cual se podrá observar de forma detallada en el desarrollo de este trabajo de investigación. *
Modelo sistemático para el gerenciamiento de las operaciones de intervención a pozos. Énfasis en gerencia y economía de hidrocarburos
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Arenas Mantilla, Oscar Armando; Calvete González, Fernando Enrique
En el ciclo de vida de un pozo de hidrocarburos, los trabajos de intervención corresponden a una gran proporción en los costos de capital y operación de los activos. Por lo tanto, la eficiencia a nivel de tiempos y manejo de riesgos en estos trabajos depende significativamente de la forma sistemática como se maneje el ciclo de estos proyectos. El enfoque de Ecopetrol S.A. en los últimos años para lograr la excelencia operacional en el elemento pozo del sistema de producción, está concentrado en la etapa de perforación y completamiento. Donde el proceso Well Delivery Process WDP, ha ganado una madurez de implementación y efectividad alto, demostrándole a la organización que es posible estandarizar las operaciones a lo largo de los campos distribuidos en las diferentes regionales. Sin embargo, basados en la información analizada se puede observar que, aunque la empresa ha avanzado en los últimos años en la búsqueda de estandarización de los procesos relacionados con intervención de pozos, aún falta una estructuración unificada para identificar aquellas intervenciones especiales que por su grado de riesgo deben seguir un proceso riguroso de planeación, ejecución y cierre.
Plan operativo para la función de extensión de la escuela de ingeniería de petróleos de la Universidad Industrial de Santander para la vigencia 2020
(Universidad Industrial de Santander, 2020) Jaimes García, Diana Carolina; Calvete González, Fernando Enrique
Este trabajo presenta la propuesta de un Plan Operativo Anual para la función de extensión, en los servicios de educación continua para la vigencia 2020 de la Escuela de Ingeniería de Petróleos de la Universidad Industrial de Santander. Este plan responde a las necesidades de la Escuela, la cual se encuentra en un proceso de transición propio de un cambio de dirección, en el cual se están actualizando y reformulando cada una de las estrategias, programas y planes de trabajo de sus actividades sustantivas. El trabajo se desarrolló en tres fases, en la primera se realizó un análisis externo, basado en un diseño metodológico que incluyó la revisión de fuentes secundarias de información y la aplicación de instrumentos para la recolección de información primaria, posteriormente se realizó el análisis de la información recolectada en el cual se identificaron las oportunidades y amenazas del entorno, así como las fuerzas externas relevantes que influyen en la dinámica actual de la industria de los hidrocarburos. En la segunda fase, se desarrolló un diagnóstico interno de la gestión en la función de extensión, a fin de evaluar el nivel de cumplimiento, según los requerimientos y la normatividad de la Universidad. Adicional a esto, se realizó la identificación y evaluación de las capacidades dinámicas de la Escuela respecto a las actividades relacionadas con la función de extensión. La última fase tomó como insumo los resultados de los análisis interno y externo con el fin de identificar los objetivos de la función de extensión a un año. En la propuesta del plan operativo anual fueron incluidos los programas, proyectos, metas, actividades, recursos, plazos y responsables, necesarios para el cumplimiento de los objetivos trazados.
Viabilidad técnico-económica de la implementación de un sensor virtual de producción en pozos del campo Casabe
(Universidad Industrial de Santander, 2022-11-16) Vizcaya Cedeño, Giovanni; Calvete González, Fernando Enrique; Montes Páez, Erik Giovanny; Bejarano Wallens, Aristóbulo
Los profesionales de producción requieren datos actualizados de los desempeños de los pozos del petróleo, con los cuales pueden establecer estrategias en busca de las metas corporativas. Sin embargo, los costos de implementación de sensores físicos restringen el acceso a la información de los desempeños de los pozos en tiempo real. Alternativamente, los sensores virtuales se presentan como una opción de bajo costo, que pueden predecir datos de producción, con base en otras variables medidas y en los procedimientos inmersos en una red neuronal artificial (RNA). El presente documento desarrolla un análisis de viabilidad técnico-económico de la implementación de un sensor virtual de producción en pozos del campo Casabe. Para esto, los datos históricos con 15 variables y 980 muestras fueron descargados del sistema de gestión de ECOPETROL. Diferentes arquitecturas de RNA fueron entrenadas y validadas en la predicción de la producción de crudo en pozos con sistema PCP, según los valores históricos de operación. Posteriormente, el trabajo desarrolló la evaluación del impacto económico que tendría la implementación del sensor virtual en pozos del campo Casabe. De acuerdo con los resultados, la red 14:23:1 – logsig presenta los mejores desempeños de predicción, definidos con el estadístico error cuadrático medio (MSE, mean squared error). Esta RNA presentó errores de predicción de 23.7 bopd al 95% de confianza, obtenidos con el código programado en R y la función neuralnet del mismo programa. Por otra parte, la aplicación de un sensor virtual basado en RNA para los pozos con PCP para el campo Casabe, conllevaría a un beneficio económico favorable, con los indicadores económicos VPN = $ 25.509,3 miles usd.

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